protecciones

curso de coordinación de protecciones / A.F. & G.M.13 de abr de 2023

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES I COORDINACIÓN DE PROTECCIONES I REVISIÓN 1REVISIÓN 1

0.01

0.1

1

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10 100 1000 10000 100000

Corriente (A ) @ 6,3KV

Tie

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se

g)

2

3

5

14

CURVAS DE DAÑO T2 3MVA

NCC 3F 26960 A

CURVA DE DAÑO COND. 600kcMIL

1. GE MULTILIN SR469

2. SIEMENS 3WN1 azng, 4000 A

3. ABB DPU2000R

4. ABB DPU2000R

5. GE MDP200

Departamento de

Ingeniería Eléctrica


COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ICOORDINACIÓN DE PROTECCIONES I

Departamento de Ingeniería Eléctrica

CONTENIDO:

Introducción.

Esquemas básicos para la protección de los diferentes elementos de un Sistema de Potencia.

Protección de Falla a Tierra.

Subestaciones con esquema Secundario-Selectivo / Transferencia Automática.

Criterios para la Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente.

Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente.

Elaboración de Diagramas Unifilares (nuevo)

¿Qué es un relé de protección?


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Ingeniería EléctricaINTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

Es el conjunto de equipos y dispositivos eléctricos cuya finalidad es proteger al sistema de potencia asociado de daños causados por sobrecorrientes y sobretensiones transitorias que pueden ocasionar la pérdidad de equipos, fallas en el sistema y que representan un peligro para el personal.

Es un relé cuya función es detectar condiciones defectuosas o anormales de operación de los elementos que conformen un sistema eléctrico de potencia e iniciar la acción apropiada del circuito de control. (IEEE 100).

Es un dispositivo eléctrico diseñado para responder a condiciones de entrada de una manera pre-establecida, luego de que ciertas condiciones sean cumplidas, y así causar la operación de dispositivos para producir cambios abruptos en los circuitos eléctricos o en los sistemas. Las condiciones de entrada son generalmente eléctricas, pero pueden ser mecánicas, térmicas, etc. (IEEE C37.90).

¿Qué es un Sistema de Protecciones?¿Qué es un Sistema de Protecciones?

¿Qué es un relé?¿Qué es un relé?

Es la ciencia y arte de la correcta aplicación y ajustes de relés o fusibles, o ambos, con la finalidad de proveer máxima sensibilidad ante la presencia de fallas y condiciones no deseadas, pero evitando la operación de estos equipos bajo condiciones permisibles o tolerables.

¿Qué es una Coordinación de Protecciones?

¿Qué es un relé de protección?


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Separar el equipo fallado del resto del sistema. Limitar el daño ocasionado en el equipo fallado. Minimizar la posibilidad de fuego. Minimizar el riesgo de accidentes al personal.

Protección a las Personas. Reducción de costos asociados a la reparación o reemplazo de los equipos fallados. Reducción de costos asociados a la pérdida de producción o interrupción del servicio. Minimizar los efectos adversos sobre el balance del sistema. Evitar el esparcimiento de la falla a equipos adyacentes. Disminuir el período de indisponibilidad del equipo fallado.

¿Por qué es necesario un Sistema de Protecciones?¿Por qué es necesario un Sistema de Protecciones?

¿Cuáles son los objetivos de un Sistema de Protecciones?

¿Cuáles deben ser las características básicas de un Sistema de Protecciones y Control? Confiabilidad: seguridad de que el sistema operará correctamente para aislar la falla. Selectividad: máxima continuidad del servicio con mínima desconexión del sistema. Velocidad: mínima duración de la falla y por lo tanto mínimo daño a equipos afectados. Simplicidad: mínimo equipo de protección y circuitos de control asociados para cumplir con los

objetivos de protección. Economía: máxima protección a mínimo costo.

¿Cuáles son los objetivos de un Sistema de Protecciones?


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La expansión y el crecimiento en complejidad de los sistemas de potencia modernos ha traído consigo la necesidad de utilizar relés de protección con características integradas, más sofisticadas y mayor eficiencia. Entre las características de estos equipos tenemos las siguientes:

Tecnología utilizada actualmente en Sistemas de Protección: Relés multifuncionales de estado sólido con microprocesadores.

Capacidad limitada para tolerar condiciones extremas de temperatura y humedad o sobretensiones y sobrecorrientes.

Requieren de fuentes de potencia independientes. Presentan un menor tamaño por lo tanto ocupan menos espacio de instalación. Operan con mayor exactitud. No se ven afectados por polvo o vibración. Son diseñados, ensamblados y probados como un sistema. Capacidad de autodiagnóstico. Puerto de comunicaciones, lo que permite obtener lectura local y remota de los ajustes y

condiciones de operación. Habilidad de adaptarse en tiempo real a las condiciones cambiantes del sistema. Se disminuye el número de equipos a utilizar en un esquema de protecciones al contar con varias

funciones de protección en el mismo relé. Capacidad para conformar sistemas de manejo y control de energía, y SCADAs eléctricos.

GENERADOR

MOTOR

BARRABARRA

BARRA BARRA

LÍNEA

TRANSFORMADOR

TRANSFORMADOR


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Todo sistema de potencia está dividido en zonas de protección definidas por el equipo a proteger y por la presencia de interruptores. Existen seis tipos de zonas de protección:

Zonas de Protección

ZONA DELGENERADOR

1. Unidades de generación y generación-transformación.

ZONA DELTRANSFORMADOR

ZONA DELTRANSFORMADOR

2. Transformadores.

ZONA DELA BARRA

ZONA DELA BARRA

3. Barras.

ZONA DELA LÍNEA

ZONA DELA LÍNEA

ZONA DELA LÍNEA

4. Líneas (transmisión, subtransmisión y distribución).

ZONA DELMOTOR

5. Equipos (motores, cargas estáticas, etc.).6. Bancos de capacitores o reactores (cuando tienen protecciones particulares).


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Pasos en la selección de equipos de protección y coordinación:

Elegir sistema de distribución

Elegir sistema de distribución

Filosofía de protección de cada

equipo mayor

Filosofía de protección de cada

equipo mayor

Elegir sistema de protecciones

Elegir sistema de protecciones

Análisis de Carga. Datos básicos de

los equipos.

Análisis de Carga. Datos básicos de

los equipos.

Elegir dispositivos específicos de

protección.

Elegir dispositivos específicos de

protección.

Contribución de Compañía de distribución de

energía

Contribución de Compañía de distribución de

energía

Contribución de generadores y

motores

Contribución de generadores y

motores

Estudios de arranque de

motores, flujo de carga, dinámicos,

cortocircuito

Estudios de arranque de

motores, flujo de carga, dinámicos,

cortocircuito

Coordinación de Protecciones

Coordinación de Protecciones

Datos finales de equipos y sistemaDatos finales de

equipos y sistema

Calibración, pruebas y puesta

en servicio.

Calibración, pruebas y puesta

en servicio.


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Dispositivos utilizados en Sistemas de Protección y Control:

Designación ANSI Señal de Entrada Descripción / Función

10Suiche selector.Selecciona el interruptor a ser disparado en caso de una transferencia manual.

25 Relé verificador de sincronismo.Tensiones L-L.

Relé de bajo voltaje.Operación de la transferencia automática en coordinación con relé 51.

27Tensiones L-L.

27IRelé de bajo voltaje.Inhibición de la transferencia automática por pérdida de ambas fuentes

Tensiones L-L.

27RRelé de bajo voltaje (residual).Retardo de la transferencia automática.

Tensiones L-L.

32 Relé direccional de potencia.Tensión y corriente.

15 Relé de sincronización automática.Tensiones L-L.

13Dispositivo de detección de pérdida de sincronismo

26 Dispositivo térmico (sensor direco de temperatura)

38BG

Relé de protección de cojinetes.Temperatura.

40 Relé de pérdida de excitación.Tensión y corriente.


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Relé térmicoGeneralmente detección de sobrecargas.

Corrientes de línea.Temperatura.

49

Relé de sobrecorriente instantáneo.Corrientes de fase.50

Relé de sobrecorriente instantáneo (neutro).Inhibición de la transferencia automática.

50NCorriente residual.

51 Relé de sobrecorriente temporizado.Corrientes de fase.

51GRelé de sobrecorriente temporizado.Protección contra fallas a tierra en secundario de trasnformadores.

Corriente de neutro.

51NRelé de sobrecorriente temporizado.Protección contra fallas a tierra en barra.

Corriente residual.

47Relé de desbalance de voltaje.Detección de tensiones de secuencia negativa.

Tensiones L-L.

Relé de detección de falla del interruptor.50BF

46Relé de balance de corriente de fase.Detecta desbalances de corrientes.

Corrientes de línea.


55 Relé de detección de factor de potenciaTensiones L-L y corrientes de f

Corrientes de fase.

43Suiche selector.Transfiere circuitos de control para modificar plan de operación de equipos.


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Relé de enclavamiento.Recibe señales de otros relés.86

Relé de frecuencia.Detección de baja o alta fecuencia. Puede ser de frecuencia definida o df/dt

Tensiones de línea.81

Relé de disparo.Relé utilizado para enviar señales rápidas de disparo o permitir el mismo.94

Relé diferencial de corriente.Protección para motores, líneas, barras, transformadores.

Diferencia de corrientes.87

Suiche permisivo de control.Suiche de dos posiciones que permite o previene el cierre de un interruptor.

69

67NRelé de sobrecorriente dreccional de neutro.Corriente residual.

Relé supervisorio del circuito de disparo.95

Relé direccional de corriente de fase.Corrientes de línea.67

Relé de presión súbita.63 Presión.

Relé limitador de arranques repetitivos (motores)Intentos de energización.66


60 Relé de detección de falla de fusibles (VT).Tensiones L-L


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ASPECTOS GENERALES DE LA UTILIZACIÓN DE RELÉS O FUNCIONES DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADAS:

Definiciones generales:

Pick-up (ajuste 1):Con este término se designa el parámetro de ajuste que le dice al relé el valor de corriente a partir del cual comienza a ser operante la curva de protección de sobrecorriente. Este es, en otras palabras, el punto a partir del cual el conteo de tiempo se inicia. Estas curvas son de característica inversa (con diversos grados de inversidad) en los ejes tiempo (eje de las ordenadas) y corriente (eje de las abcisas).

Time-dial (ajuste 2):

Con este término se designa el parámetro de ajuste que le dice al relé la posición de la curva entre los ejes corriente-tiempo. Ajustando apropiadamente el mismo, se logra el desplazamiento de la curva inversa hacia arriba del plano tiempo-corriente, o en dirección contraria. Un desplazamiento hacia arriba implica desensibilización; en dirección contraria implica sensibilización y por ende mayor velocidad de operación.

Definición del tipo de curva a utilizar:Existen varios juegos de curvas (normalizados) que pueden ser escogidos, y que varían en su grado de inversidad:- Curvas ANSI: inversa, muy inversa, extremadamente inversa, moderadamente inversa.- Curvas IEC: Curva C, Curva B, Curva A, inversa corta.

INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN


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100 1000 10000 100000

Corriente (Amp.) @ 480 V

Tie

mp

o(s

eg.)

PICK UP

EXT. INVERSA

MUY INVERSAINVERSAMOD. INVERSATIME DIAL= 1

EXT. INVERSA




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1000.00

100 1000 10000 100000


Tie

mp

o(s

eg.)

PICK UP

EXT. INVERSA


EXT. INVERSA


TIEMPO CORTO


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Pick-up (ajuste 1):

Con este término se designa el parámetro de ajuste que le dice al relé el valor de corriente a partir del cual comienza a ser operante la protección de sobrecorriente. Este es, en otras palabras, el punto a partir del cual el conteo de tiempo se inicia.

Time-dial (ajuste 2):

Con este término se designa el parámetro de ajuste que le dice al relé el retardo adicional para operar (ordenar disparo).

ASPECTOS GENERALES DE LA UTILIZACIÓN DE RELÉS O FUNCIONES DE SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEAS:




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ESQUEMAS BÁSICOS PARA LA PROTECCIÓN DE LOS ESQUEMAS BÁSICOS PARA LA PROTECCIÓN DE LOS DIFERENTES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE POTENCIADIFERENTES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE POTENCIA

PROTECCIÓN DE MOTORES DE CORRIENTE ALTERNA:

Consideraciones Generales:

Las fallas más comunes en motores de corriente alterna son las siguientes:

Fallas de cortocircuito entre espiras del estator (fase – fase).

Fallas de los cojinetes, traducidas en bloqueo total o parcial del rotor (altas corrientes estatóricas, vistas como corrientes balanceadas desde el rango de sobrecargas hasta la corriente de rotor bloqueado).

Fallas del devanado estatórico a tierra.

….De todas ellas, la más común es la falla de los cojinetes.

En el caso de motores sincrónicos, habría que añadir las siguientes fallas a las más comunes:

Falla de cortocircuito a masa del devanado de excitación.

Falla del sistema de escobillas del devanado de excitación o de la excitatriz (si ésta posee escobillas).

Si el motor es manejado por VFD, habría que añadir las siguientes fallas a las más comunes:

Daño de los cojinetes debido a la circulación de corrientes de fuga por los cojinetes debido a las armónicas generadas por la operación del VFD.

Fallas:


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Potencia nominal y tipo de motor:

Características de la fuente: tensión, fases, puesta a tierra, niveles de falla.

Tipo de controlador utilizado.

Características de operación y ajustes de de los dispositivos de protección entre el arrancador del motor y la fuente de sumnistro.

Monitoreo por parte de dispositivos de protección del equipo accionador (vibración, torque y límites mecánicos).

Función y naturaleza del proceso para determinar la importancia del motor.

Dispositivos de conexión, control y protección asociados al motor.

Costos del sistema de protección asociado al motor.

Tiempo de aceleración y características de rotor bloqueado en frio y caliente.

Curva de arranque.

Frecuencia de arranques/ Número de arranques por hora.

Existen una serie de factores que deben considerarse a la hora de seleccionar las protecciones necesarias para un motor dado:


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Curvas de arranque y daño del motor:

Estas curvas características son proporcionadas por el fabricante del motor y son fundamentales para la correcta aplicación de la protección.

Corriente de arranque.La máxima corriente de arranque se obtiene a tensión nominal. Para tensiones menores el tiempo de aceleración es mayor.

Curva de Límite Térmico (Operación-Sobrecargas).Representa la capacidad de sobrecarga del motor durante operación en emergencia.

Curva de Límite Térmico de Aceleración.Representa el límite térmico del motor entre la etapa de rotor bloqueado hasta “motor breakdown torque” (aproximadamente 75% de la velocidad).

Curva de Tiempo Rotor Bloqueado Permisible.Representa el tiempo que el motor puede permanecer trabado (stalled) después que el motor ha sido energizado sin ocasionar daños térmicos en el motor.

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Corriente (Amperios) @ 4.16 kV

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eg.)

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Tie

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eg.)

CO

RR

IEN

TE

DE

AR

RA

NQ

UE

@

80%

Vn

CO

RR

IEN

TE

DE

AR

RA

NQ

UE

@

100

% V

n

CO

RR

IEN

TE

NO

MIN

AL

LÍMITE TÉRMICOSOBRECARGAS

LÍMITE TÉRMICOACELERACIÓN

TIEMPO ROTOR BLOQUEADOPERMISIBLE

CURVA DE DISPOSITIVODE PROTECCIÓN


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Requerimientos de Protección:

Controlador/Arrancador de Motor de Media Tensión Clase E1.

Relé térmico, relé de sobrecorriente temporizado (Relés 49/ 51): protección contra sobrecargas y condiciones de rotor bloqueado.

Relé de sobrecorriente instantáneo (Relé 50): protección contra cortocircuitos.

Relé de sobrecorriente residual (Relé 50N/51N) ó relé de sobrecorriente con TC toroidal (Relé 50G/51G): protección contra fallas a tierra.

Relé de balance de corriente de fase o relé de secuencia negativa (Relé 46): protección contra desbalances.

Relé de bajo voltaje (27): cuando la tensión disminuye lo suficiente envía señal de apertura al contactor (“magnetically latched” o “electrically mantained”).

Relé térmico (49): recibe señales de sensores de resistencia o termocuplas en los devanados del estator y cojinetes.

Relé diferencial (Relé 87M): protección contra cortocircuitos, fallas internas.

A continuación se resumen los dispositivos de protección utilizados para motores de inducción y sincrónicos en aplicaciones generales:


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Controlador/Arrancador de Motor de Media Tensión Clase E2.

Relé térmico, relé de sobrecorriente temporizado (Relés 49/51): protección contra sobrecargas y condiciones de rotor bloqueado.

Fusibles: protección contra cortocircuitos.


Relé de balance de corriente de fase o relé de secuencia negativa (Relé 46): protección contra desbalances.

Relé de bajo voltage (27): si la tensión disminuye lo suficiente envía señal de apertura al contactor (“magnetically latched” o “electrically mantained”).


Relé 47: pérdida de una fase (recordar que hay fusibles, y en algunos casos el motor puede segir girando sin ser desconectado) y desbalance de voltaje (detección de voltaje de secuencia negativa).

Relé diferencial (Relé 87M): protección contra cortocircuitos, fallas internas.

46


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Controlador de Motor de Media Tensión con Interruptores. Relé térmico, relé de sobrecorriente temporizado (Relés 49/51):

protección contra sobrecargas y condiciones de rotor bloqueado.

Relé de sobrecorriente instantáneo (Relé 50): protecciión contra cortocircuitos.


Relé de balance de corriente de fase o relé de secuencia negativa (Relé 46): protección contra desbalances

Relé de bajo voltaje (27). Deberá tener función 47 (pérdida de fase y desbalance de voltaje de secuencia negativa si la fuente puede tener apertura no tripolar).


Relé diferencial porcentual (Relé 87): protección contra cortocircuitos, fallas internas.


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Ajustes recomendados para los dispositivos de protección:

Fusibles:

Los fusibles sin retardo de tiempo generalmente son escogidos con la finalidad de permitir el arranque del motor y sobrecargas.

Los fusibles deben coordinar con los relés de sobrecarga: el relé debe operar antes que el fusible para sobrecargas operativas; y el fusible debe operar antes que el relé para corrientes de falla que excedan la capacidad de interrupción del contactor.

Es recomendable que la característica de operación del fusible intersecte la del relé de sobrecorriente en un punto no mayor a diez veces la corriente nominal del fusible.


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Relé de sobrecorriente instantáneo (50):

Generalmente es ajustado entre 165-250% de la corriente de rotor bloqueado. Es importante ajustar el relé lo más bajo posible pero evitando operación durante el arranque, considerando la asimetría inicial de la corriente de arranque del motor:

Ipu = Iarr x 1.6 x 1.1

Relé de sobrecorriente con retardo de tiempo (51):

El factor de servicio del motor determina en gran parte el ajuste de esta protección. Según el C.E.N. artículos 430-32 y 430-34:

Ajuste

Motores con factor de F.S. > 1,15 1,25 x InMotores con aumento de temperatura < 40°C 1,25 x InCompresores sellados con relés de sobrecarga 1,40 x InCompresores sellados con otro dispositivo 1,25 x InTodos los demás motores 1,15 x In

En caso de usar este relé para protección contra rotor bloqueado, el ajuste de retardo de tiempo debe ser seleccionado para proveer un margen de 2-5 segundos por encima de la curva de arranque a tensión nominal.


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Relé diferencial (87):

Si se utilizan relés de sobrecorriente para brindar esta protección, el ajuste debe estar por el orden del 10-20% de la corriente nominal del motor, con un ajuste de tiempo de 0.1 segundos.

En caso de utilizar relés diferenciales porcentuales, se recomienda un pendiente de 10%, o 25% si existe diferencia entre los transformadores de corriente a utilizar.

Relé térmico (sobrecargas) (49):

El ajuste de este relé debe ser seleccionado entre 115-125% de la corriente nominal del motor, considerando además un factor de corrección para permitir sobrecargas sin ocasionar daños al motor:

Continuo, FS = 1.15 1.0Continuo, FS = 1.0 0.9“Short time”, 60 min. 0.8“Short time”, 30 min. 0.75“Short time”, 15 min. 0.7“Short time”, 5 min. 0.6

Régimen de carga del motor Factor de Corrección


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PROTECCIÓN DE MOTORES DE CORRIENTE ALTERNA :


Relé térmico (49):

Este tipo de relé mide la temperatura en los devanados y cojinetes del motor a través de sensores embedididos en el motor, y que pueden propiciar alarmas y/o disparos.

Los ajustes de este relé son generalmente recomendados por el fabricante del motor y forma parte de la hoja de datos. El ajuste de disparo es seleccionado 5°C por debajo de la máxima temperatura permisible para el tipo de aislamiento empleado en el motor.

Relé de balance de correinte de fase (46):

Este relé opera si se presenta un desbalance en las corrientes de fase mayor que 15%. Es importante considerar un retardo de tiempo para evitar disparos innecesarios debido a desbalances durante el arranque.

Relé de secuencia negativa (46):

Un ajuste de 15% de la corriente nominal del motor es recomendable.


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Relé de bajo voltaje (27):

El “dropout” del relé de bajo voltaje es normalmente ajustado al 80% de la tensión nominal, pero en casos donde se produce una caída de tensión considerable durante el arranque de motores, un ajuste mayor puede ser utilizado si el motor asi lo permite.

El ajuste de tiempo, cuando se utiliza una unidad instantánea, es normalmente 2-3 segundos. Cuando se desea una alta velocidad en el disparo, puede utilizarse un ajuste de 0.1 segundos. Cuando el ajuste de tiempo es proporcional al grado de bajo voltage, se recomienda un ajuste entre 1.25-2 segundos.

Relé de secuencia negativa en la tensión de alimentación (47):

Este relé funciona en base a un valor pre-determinado de tensión polifásica en una secuencia de fase deseada, o cuando las tensiones polifásicas están desbalanceadas, o cuando la tensión de secuencia negativa excede un valor determinado (por ejemplo, en caso de pérdida de una fase).

En tal sentido, los ajustes recomendados son 90% para un relé de tensión de secuencia positiva, 5% para un relé de tensión de secuencia negativa


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Otras protecciones utilizadas:

Dispositivo de velocidad sincrónica (13) (exclusivo de motores sincrónicos):Son ajustados de manera de que operen después del arranque o cuando la corriente del motor se ha estabilizado. Se recomienda un ajuste de 95% del la velocidad nominal. Relés de deslizamiento de frecuencia son ajustados entre 1-5% de deslizamiento.

Dispositivo térmico de campo (26F) (exclusivo de motores sincrónicos):Este dispositivo detecta una sobrecarga en el campo al medir la corriente de campo. El ajuste debe ser lo más cercano posible a la constante de tiempo térmica del equipo protegido.

Relé de pérdida de excitación (40) (exclusivo de motores sincrónicos):Debe ser ajustado para operar cuando el flujo de VAR en el motor excede aproximadamente el 10% los KVA del motor.

Relé de factor de potencia (55) (exclusivo de motores sincrónicos):Se ajusta para operar cuando la corriente del motor retrasa a la posición de su factor de potencia unitario en 120-150°.

Relé de disparo y bloqueo (86, “lockout relay”):Este relé es operado ante la presencia de condciones anormales para mantener inoperativos a los equipos o dispositivos asociados hasta que sea “reseteado”.

Relé para protección contra arranques sucesivos (66):Este relé impide la repetición de la operación de arranque del motor más allá del número de veces permisible en el intervalo de tiempo especificado. Sufre auto-reseteo luego de transcurrido el tiempo ajustado.


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PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA:


Las fallas más comunes en los transformadores suelen ser las siguientes, en orden de frecuencia:

Fallas entre espiras. Fallas devanado a tierra: ocasionadas por problemas de diseño, o fabricación, o por sobrecarga excesiva, o por vibraciones, o por sobretensiones, o por contaminación del aceite aislante.

Fallas en terminales y cambiadores de tomas sin carga: ocasionadas por ensamblaje inapropiado, o por daños sufridos durante el transporte, o por vibración excesiva, o por diseño inapropiado.

Fallas en los aisladores debido a vandalismo, o a contaminación, o a envejecimiento, o a rotura, o causado por animales.

Fallas en el cambiador de tomas bajo carga: debido a mala operación del mecanismo, problemas en los contactos, contaminación del aceite, ensamblaje incorrecto.

Fallas en el asilamiento del núcleo, en los transformadores de corriente instalados en los aisladores, fugas de aceite por la cuba, objetos extraños dejados en el interior (incluyendo sucio y partículas extrañas).

Fallas:

Una falla interna sostenida puede ocasionar arcos eléctricos, fuego, daños estructurales al devanado sano y al fallado, al tanque o a los aisladores. Una falla externa que sea despejada lentamente sobrecalienta los devanados y degrada el aislamiento.

El cambio en magnitud de la corriente en los terminales del transformador puede ser muy pequeño, si un número limitado de vueltas está cortocircuitado dentro del transformador.

La falla más difícil de detectar es aquella que involucra una sola vuelta del devanado. En un transformador de dos devanados, una falla entre dos vueltas puede resultar en una corriente menor a la corriente nominal.

Otras condiciones PROTECCIÓN


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CAPACIDAD 3 F PROTECCIÓN

Todos (*) Protección contra sobretensiones (Surge Arresters, TVSSs)

> 500 kVA Presión súbita/ ventilación forzada/dispositivos térmicos/suiche de nivel de aceite

< 2500 kVA Fusibles

2500 - 5000 kVA Relés de sobrecarga y sobrecorriente de fase y tierra.

5000 - 10000 kVA Relés de sobrecarga, sobrecorriente y protección diferencial

> 10000 kVA Relés de sobrecarga, sobrecorriente, restricción de armónicos, protección diferencial porcentual

Transf. Principales o > 500 kVA Desconexión por desbalance de voltaje/pérdida de fase

Protección principal habitual (referencial) según el tamaño del transformador en aceite :

Cualquier tamaño según Resistencia de puesta a tierra (alto ó bajo valor)aplicación

> 500-750 kVA 3F Ventilación forzada

Otras condiciones PROTECCIÓN (según PDVSA-Exxon Mobil)


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CAPACIDAD 3 F PROTECCIÓN (según PDVSA-Exxon Mobil)

Todos (*) Protección contra sobretensiones (Surge Arresters, TVSSs)

< 500 kVA Fusibles

> 500 kVA Presión súbita/ ventilación forzada/dispositivos térmicos/suiche de nivel de aceite

Relés de sobrecarga y sobrecorriente de fase y tierra.

> 10000 kVA ó > 34,5 kV Relés de sobrecarga, sobrecorriente, restricción de armónicos, protección diferencial porcentual

Transf. Principales o > 500 kVA Desconexión por desbalance de voltaje/pérdida de fase

Protección principal habitual según el tamaño del transformador en aceite :

2,4 / 4,16 / 13,8 / 34,5 kV Resistencia de puesta a tierra (alto ó bajo valor)

> 500-750 kVA 3F Ventilación forzada


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Consideraciones Generales: Ubicación y función del transformador:

Siendo el transformador una parte esencial del sistema de potencia, requerirá normalmente los relés más sofisticados en términos de diseño y redudancia, en grado creciente según tamaño y criticidad del servicio.

Si se trata de un transformador reductor ubicado en una subestación de distribución, generalmente con un relé diferencial y protección de sobrecorriente de respaldo será suficiente. Si el transformador está cercano a una unidad de generación requerirá de restricción de armónicos.

Nivel de tensión del transformador:

Mientrás más alta sea la tensión nominal del transformador, los equipos de protección a utilizar serán más sofisticados y costosos.

Conexión y diseño:

Los esquemas de protección varían considerablemente entre autotransformadores y transformadores de 2 o 3 devanados. La conexión de los devanados de un transformador trifásico (delta o estrella) afecta también el esquema de protección a aplicar. También es importante la presencia de devanados terciarios, el tipo de puesta a tierra utilizado, el tratamiento del neutro, cambiadores de “tap.


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Curvas de Daño: resistencia a corrientes de falla a través del transformador.

Estas curvas consideran el efecto acumulativo del daño en el transformador debido a corrientes de falla pasando a través del mismo, y el número de estas fallas a las cuales el transformador puede estar expuesto en una aplicación dada.

Para aplicaciones donde las fallas pueden ocurrir frecuentemente (subestaciones de distribución con circuitos aéreos), la curva refleja los daños térmicos y mecánicos causados por la falla. Para aplicaciones donde la presencia de fallas no es frecuente la curva se refleja principalmente los daños térmicos.

Las curvas características de los dispositivos de proteccón de sobrecorriente a utilizar deben coordinar con la curva de daño del transformador a proteger, teniendo en cuenta no solamente el nivel de incidencia de fallas sino también la ubicación de los dispositivos de protección involucrados.

Los transformadores se pueden dividir en cuatro categorías según su capacidad:

CATEGORÍA KVA (MONOFÁSICO) KVA (TRIFÁSICO)

I 5 – 500 15 – 500

II 501 – 1667 501 – 5000

III 1668 – 10000 5001 – 30000

IV > 10000 > 30000

1.00

10.00

100.00

100 1000 10000 100000

Corriente (Amperios)

Tie

mp

o (

seg

un

do

s)


Departamento de





Los transformadores de esta categoría pueden ser representados con la curva térmica. Los puntos de la curva son calculados de la siguiente manera:

Categoría I:

Donde:Zt: impedancia del transformador en p.u.

(tomando como base la capacidad OA).TX:transformador.

4

PUNTO 4:

T = 50

I = 5 x (CAPACIDAD OA DEL TX)

PUNTO 1:

T = 1250 x (Zt)²

I = (CAPACIDAD OA DEL TX) / Zt

1


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Los transformadores de esta categoría generalmente se representan con las curvas térmica y mecánica, caracterizado por la ocurrencia frecuente de fallas (más de 10 en el período de vida útil). Los puntos de la curva son calculados de la siguiente manera:

Categoría II:

Donde:Zt: impedancia del transformador en p.u.

(tomando como base la capacidad OA).TX:transformador.

1.00

10.00

100.00

100 1000 10000 100000


Tie

mp

o (

seg

un

do

s)

PUNTO 4:T = 50I = 5 x (CAPACIDAD OA DEL TX)

4

PUNTO 1:T = 2I = (CAPACIDAD OA DEL TX) / Zt

1

PUNTO 2:T = 4.08I = 0.7 x (CAPACIDAD OA DEL TX) / Zt

2

PUNTO 3:T = 2551 x (Zt)²I = 0.7 x (CAPACIDAD OA DEL TX) / Zt

3


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Los transformadores de esta categoría generalmente se representan con las curvas térmica y mecánica, caracterizado por la ocurrencia frecuente de fallas (más de 5 en el período de vida útil). Los puntos de la curva son calculados de la siguiente manera:

Categoría III:

Donde:Zt: impedancia del transformador en p.u.Zs: impedancia de la fuente en p.u.

(Tomando como base la capacidad OA).

1.00

10.00

100.00

100 1000 10000 100000


Tie

mp

o (

seg

un

do

s)


4

PUNTO 1:T = 2I = (CAPACIDAD OA DEL TX) / (Zt + Zs)

1

PUNTO 2:T = 8I = 0.5 x (CAPACIDAD OA DEL TX) / (Zt + Zs)

2

PUNTO 3:T = 5000 x (Zt + Zs)²I = 0.5 x (CAPACIDAD OA DEL TX) / (Zt + Zs)

3


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Los transformadores de esta categoría son clasificados como susceptibles a la ocurrencia frecuente de fallas, por lo que se representan con ambas (térmica y mecánica). Los puntos de la curva son calculados de la siguiente manera:

Categoría IV:

Donde:Zt: impedancia del transformador en p.u.Zs: impedancia de la fuente en p.u.

(Tomando como base la capacidad OA).

1.00

10.00

100.00

100 1000 10000 100000


Tie

mp

o (

seg

un

do

s)


4

PUNTO 1:T = 2I = (CAPACIDAD OA DEL TX) / (Zt + Zs)

1

PUNTO 2:T = 8I = 0.5 x (CAPACIDAD OA DEL TX) / (Zt + Zs)

2

PUNTO 3:T = 5000 x (Zt + Zs)²I = 0.5 x (CAPACIDAD OA DEL TX) / (Zt + Zs)

3


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Fallas no balaceadas:Para la representación de la curva de daño en condiciones de falla no balanceada (fase-fase, fase-tierra) se aplica un

factor ANSI, el cual depende del tipo de conexión del transformador.

1.00

10.00

100.00

100 1000 10000 100000Corriente (Amperios)

Tie

mp

o(s

egu

nd

os)

1.00

10.00

100.00

100 1000 10000 100000Corriente (Amperios)

Tie

mp

o(s

egu

nd

os)

CURVA DE DAÑO TRIFÁSICA

CURVA DE DAÑO MONOFÁSICA

CONEXIÓN TRIFÁSICA FASE-FASE FASE-TIERRA ANSIFALLA FACTORTIPO DE FALLA FALLA

1.00 0.87 N/A 0.87

1.00 1.15 0.58 0.58

1.00 1.15 N/A 1.00

1.00 1.00 N/A 1.00

1.00 1.00 1.00 1.00

1.00 1.00 0.67 0.67

1.00 1.00 N/A 1.00

1.00 1.00 N/A 1.00

1.00 1.00 N/A 1.00

1.00 1.00 N/A 1.00

1.00 1.15 1.00 1.00

1.00 1.00 0.67 0.67

1.00 1.00 0.67 0.67

1.00 1.00 N/A 1.00

(1)

(2)

(1) Transformador tipo “Core”.

(2) Transformador tipo “Shell”.

Curvas de Daño de TransformadorCategoría II (Conexión Delta-Y a tierra)



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Corriente “Inrush” de energización.

La corriente “inrush” de energización se representa mediante un punto, el cual aproxima el efecto de la corriente inrush sobre la operación de los dispositivos de protección asociados.

La corriente “inrush” depende de la capacidad del transformador y generalmente se dibuja en 0.1 segundos y puede ser estimada de la siguiente manera:

KVA CORRIENTE “INRUSH” (RMS)

500-2500 8 x Corriente Nominal

> 2500 (10 – 12) x Corriente Nominal

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

100 1000 10000 100000


Tie

mp

o (

seg

un

do

s)

CURVA DE DAÑO TRIFÁSICA

CURVA DE DAÑO MONOFÁSICA

CORRIENTE INRUSH 8 x In

Transformador 1000 KVA 4160/480 VConexión Delta-Y a tierra

Categoría II

Sin embargo, lo más recomendable es obtener el dato del fabricante. ESTO SE HACE IMPRESCINDIBLE EN TRANSFORMADORES DE MUY ALTA TENSIÓN O DE DISEÑO ESPECIAL.



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Protecciones utilizadas:

Fusibles.

La selección del fusible apropiado depende de los siguientes factores:

La capacidad de interrupción del fusible debe ser mayor a la corriente máxima de de cortocircuito que debe interrumpir.

La capacidad nominal del fusible debe ser mayor que la carga máxima del transformador.

La característica mínima de operación indica que el fusible debe coordinar con los dispositivos de protección ubicados en el secundario del transformador.

En caso de utilizar fusibles limitadores de corriente, los descargadores de sobretensión ubicados en el lado del fusible debe tener un “rating” igual o mayor a las sobretensiones que el fusible pueda generar.

El fusible debe permitir la corriente “inrush” de magnetización del transformador sin operar.

La protección primaria debe ser capaz de “ver” fallas secundarias en el transformador.



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El ajuste de la función 51 debe permitir la sobrecarga del transformador cuando sea necesario y en condiciones de operación aceptables.

El ajuste “pick-up” generalmente utilizado varía entre 125% y 600% de la capacidad mínima del transformador, considerando un 115% de la máxima sobrecarga aceptable.

El ajuste de tiempo utilizado debe coordinar con los dispositivos de protección ubicados aguas abajo.

Sobrecorriente (Relé 50: Sobrecorriente instantáneo).

Este relé no debe operar para la corriente inrush o para fallas en el secundario del transformador (aguas abajo).

El ajuste generalmente utilizado es 175% (aunque puede variar entre 125% y 200%) de la capacidad del primario del transformador.

Sobrecargas (Relé 51: Sobrecorriente temporizado).



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Protección Diferencial (Relé 87T).

Esta protección puede ser implementada a través de: Relés de sobrecorriente.

Relés diferenciales porcentuales.

Relé diferencial procentual con restricción de armónicos. I1p

I2p

I1s

I2s

N1

N2

1:n1

1:n2

N1 x I1p = N2 x I2p

N1 x n1 x I1s = N2 x n2 x I2s

N1 x n1 = N2 x n2

I1s = I2s

Id = I1s – I2s

Según la distribución de corrientes de la figura anexa, se obtinene:

Seleccionando los transformadores de corriente apropiadamente, se puede obtener:

Pero en presencia de una falla interna esta condición no se cumple, obteniéndose una diferencia entre las dos corrientes que es propocional a la corriente de falla:



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Protección Diferencial (Relé 87T) (cont.).

Existen factores que se deben considerar a la hora de implementar esta protección:

I1p

I2p

I1s

I2s

N1

N2

1:n1

1:n2

No siempre es posible obtener transformadores de corriente con relaciones de transformación que permitan satisfacer la condición N1xn1=N2xn2, debido a que generalmente se utilizan relaciones de transformación estándar o comerciales.

Los errores de transformación de los transformadores de corriente utilizados pueden ser diferentes, lo que introduce una corriente diferencial tanto en condiciones normales como en presencia de una falla.

Si el transformador cuenta con cambiador de tomas, se introducen cambios importantes en la relación de transformación al momento de utilizar el mismo, que algunos relés compensan internamente.

Estos efectos causan una corriente diferencial que pasa a través del relé, el cual no debe originar disparos innecesarios por esta corriente. Los relés de sobrecorriente convencionales son susceptibles a falsas operaciones por este motivo, por lo cual es generalmente utilizado el relé diferencial porcentual.


Id

Ircurso de coordinación de protecciones / A.F. & G.M.13 de abr de 2023

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En el relé diferencial porcentual, la corriente de operación (Id) debe exceder un porcentaje fijo de la corriente “pasante” a través del transformador, la cual es definida como corriente de restricción Ir :

I1p

I2p

I1s

I2s

N1

N2

1:n1

1:n2

Ir = I1s + I2s2

Entonces el relé operará cuando:Id > K x Ir

Donde K es la pendiente de la curva dieferencial porcentual de operación del relé, con valores típicos de 10%, 20% y 40%.

DISPARO MargenC. de Tomas

Error de CT’s

Relación de CT’s

IpuIpu = Ajuste de corriente.



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El ajuste de corriente del relé diferencial porcentual es generalmente bajo, el relé no debe operar a menos que la corriente diferencial sea mayor a este valor. La pendiente de la curva determina la zona de disparo/operación del relé.

Finalmente, si se desea evitar disparos no deseados debido a las corrientes “inrush”, se puede utilizar la restricción de armónicos (relé diferencial procentual con restricción de armónicos).

Estos relés utilizan al menos la componente de corriente de 2° armónico (presente en la energización del transformador) para restringir o reducir la sensitividad del relé durante este período.

La finalidad de estos relés es proveer una restricción apropiada de la corriente “inrush” y a la vez perimitir la operación del relé ante una falla interna durante el período “inrush”.



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Dispositivos de Presión (Relé 63).

Al ocurrir una falla interna en un transformador de aceite, el arco producido genera gases, los cuales crean ondas de presión en el aceite.

En los transformadores con tanque tipo “conservador”, las ondas de presión en el aceite son detectadas por una membrana de presión en la tubería que conecta el tanque del transformador con el conservador. El movimiento de la membrana es detectado por un relé Buchholz.

En los transformadores con tanques con colchón de aire en el tope, las ondas de presión son detectadas por un Relé de Presión Súbita. Estos relés no detectan cambios lentos de presión (cambios en la carga del transformador).



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Dispositivos de Temperatura (Relés 26 y 49).

Existen muchos dispositivos de detección de temperatura utilizados para indicación, control, registro y disparo (no muy común).

Algunos dispositvos miden la temperatura del aceite, usualmente en el tope del aceite (Elemento 26).

Estos dispositivos pueden envían señales de alarma al DCS, para alertar al operador, quien puede reemotamente descargar el transformador o realizar revisiones en sitio.

Otros dispositivos utilizan una combinación de corriente y temperatura del aceite para medir el efecto total de carga y temperatura ambiente (Rele 49). La temperatura crítica es conocida como “HOT SPOT” y se refiere al valor máximo de temperatura que se puede producir en cualquier lugar del devanado.

Este relé es usado comúnmente para arrancar y parar los motores de los ventiladores del transformador, y en casos extremos cuando no es posible remover la carga remotamente o enviar a un operador, generar una alarma que disparará el interruptor asociado al transformador.



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Otras protecciones.

Medidor del nivel de aceite.

Dispositivos de alivio de presión.

Relé de detección de gases.

Relé de detección de gas combustible.

Protección contra sobrecargas: descargadores de línea y condensadores.

Detección y combate de incendios.

Protección contra agentes corrosivos, humedad, etc.

Inmersión en agua.

Impactos.

Vibración.

Vandalismo.



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Las fallas más comunes en las barras suelen ser las siguientes, en orden de frecuencia:

Fallas por objetos extraños dejados en el interior (principalmente herramientas).

Fallas en aisladores debido a vandalismo, o a contaminación, o a envejecimiento, o a rotura, o causado por animales.

Fallas en terminales ocasionadas por montaje inapropiado, o por daños sufridos durante el transporte, o por vibración excesiva, o por diseño inapropiado.

PROTECCIÓN DE BARRAS:

Fallas:

Las fallas en barras (subestaciones exteriores o interiores, switchgears, MCCs, etc.) suelen ser escasas, pero tan destructivas y peligrosas, que requieren de toda la prevención posible: diseño de barras apropiado para el sitio y condiciones de operación (apropiada resistencia a cortocircuitos externos durante el tiempo necesario, apropiado apretado de conexiones), relés o fusibles de alta velocidad y apropiada sensibilidad en esquemas de protección respaldados, adecuada protección contra sobretensiones en el sistema, apropiada puesta a tierra.

Protección contra sobretensiones (Surge Arresters, TVSSs).

Fusibles / Protección contra sobrecorriente (50 / 50N, 51 / 51N) ó esquema diferencial porcentual (87 / 87N ó 51/ 51N) y/ó esquema diferencial parcial (hecho a base de relés 51).

Otros: relés direccionales de sobrecorriente (67 / 67N).

Respaldos: disparo transferido, 50BF, 51V.

Esquemas de protección más comunes:


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Esquema Barra Radial:



Aplicaciones específicas:


Fusibles / Protección contra sobrecorriente (50 / 50N, 51 / 51N)

Otros: relés direccionales de sobrecorriente (67 / 67N) en caso que haya que separar la barra (con generación propia) de otra parte del sistema.

Respaldos: disparo transferido, 50BF, 51V: la función 51V es requerida como respaldo de sobrecorriente para desconectar un generador en caso de falla en las protecciones primarias de sobrecorriente.


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Esquema Secundario Selectivo:





Protección contra sobrecorriente (50 / 50N, 51 / 51N)

Transferencia manual y / ó automática.


Respaldos: disparo transferido, 51V: la función 51V es requerida como respaldo de sobrecorriente para desconectar un generador en caso de falla en las protecciones primarias de sobrecorriente.


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Esquema Transformador de Reserva:





Protección contra sobrecorriente (50 / 50N, 51 / 51N)





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Esquema Doble Barra – Doble Interruptor:





Diferencial de barra (87 / 87 N).





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Protección Diferencial:


El esquema diferencial mide la suma fasorial de las corrientes entrantes y salientes de la barra, la cual debería ser CERO a menos que exista una falla de cortocircuito en la zona (barra) protegida.

En este esquema se utilizan transformadores de corriente atravesados por cada barra. El problema de la saturación de los mismos y de la componente de C.C. es eliminado utilizando un relé con bobina de alta impedancia, que responde al voltaje.

Relé Diferencial de Voltaje:

Tipos de esquemas:

1 = Relé de sobretensión.2 = Relé de sobrecorriente.3 = Resistor variable.

Relés Diferencial Porcentual:

En este esquema el relé es similar al utilizado para la protección de transformadores y es vital que los TCs no saturen en ningún caso y posean en todo idénticas características, particularmente en lo referente a precisión y saturación. Limita la cantidad de alimentadores que se pueden proteger.R = Bobina de restricción.O = Bobina de operación.


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Tipos de esquemas:

Hoy en día no es necesariamente el más económico; por causa de su economía fue desarrollada en la época de los relés electromecánicos. Las mismas previsones que han de tomarse para el caso de la protección diferencial porcentual aplican para este caso. El equema es más lento en operar que los otros disponibles, lo cual representa una desventaja.

Relés de Sobrecorriente (51/ 51N):

Diferencial Parcial:

Es una variante en la cual una o más CARGAS (o todas) son dejadas fuera de la suma fasorial de corrientes. En verdad, no se trata de un verdadero esquema diferencial.

Este esquema suele ser más económico, pero es más lento que 1) y 2), y además debe ser coordinado con los relés de sobrecorriente de las CARGAS y AGUAS ARRIBA.


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Razones para su uso:

Mayor grado de exposición de la barra a fallas: las barras exteriores están más expuestas que las de un Metal- Clad Switchgear.

Varias barras en secundario selectivo: aquí la más rápida y selectiva separación de la barra fallada de las demás se hace con un esquema diferencial.

Necesidad de limitar los daños a la barra debido a su criticidad.

Para evitar o eliminar un problema de coordinabilidad.

En barras alimentadas por generadores locales o una combinación de generación local con la compañía de suministro: así se logra aislar la porción fallada de barra y mantener el resto del sistema. Las funciones 51 usualmente toman mucho tiempo en actuar.

Aplicación / Criterios de Diseño y Ajuste:

La parte costosa normalemnte es la asociada a los transformadores de corriente que se requieren.

Los transformadores de corriente deben tener todos idénticas características cuando hablamos de protección diferencial porcentual, y no deben saturar en ninguna zona de operación (no deben saturar aún durante el peor cortocircuito esperado). Para cualquier tipo de relé diferencial, los transformadores de corriente deben poseer baja reactancia de fuga secundaria.

En la instalación del esquema, especial cuidado ha de tenerse con la polaridad de los transformadores de corriente, para evitar que el relé dispare para fallas localizadas fuera de la zona de protección.


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Protección de Respaldo:


Razones para su uso:

SIEMPRE ha de proveerse algún mecanismo de respaldo. Las diferencias estarán en el costo y sofisticación de tal respaldo.

Por ejemplo: un sistema radial en media tensión protegido a base de interruptores tripolares y relés de sobrecorriente asociados a cada interruptor posee de hecho protección de respaldo, ya que cada interruptor aguas arriba, apropiadamente coordinado, conforma el respaldo requerido en detección y medio de interrupción.

En contraste, un sistema con protección diferencial requiere, aún correctaente coordinado, de dispositivos de detección adicionales, para así hacer actuar a los medios de interrupción qe puedan seccionar la falla en caso de que el esquema diferencial falle o falle algún interruptor principal.


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PROTECCIÓN DE CABLES:

Consideraciones generales:

Los cables de potencia requieren protección contra cortocircuitos, sobrecargas y daños físicos según el C.E.N. La protección es necesaria para evitar que el cable opere en condiciones que superen a su capacidad de diseño, proteger al personal y equipos asociados y asegurar la continuidad del servicio.

Las altas temperaturas originadas por sobrecargas ocasionan una disminución en la vida útil del cable. Adicionalmente, si el calentamiento llega a ser excesivo, puede dañar al aislamiento del cable.

La selección adecuada del cable asegura que el cable es lo suficientemente “grande” para la corriente de carga esperada. La protección adecuada asegura que el aumento de temperatura del cable por encima de la temperatura ambiente no será excesivo.

En aquellos cables por los cuales circule una corriente de falla pueden presentar daños térmicos en toda su extensión si la falla no es despejada lo suficientemente rápido. Dependiendo del calibre del cable, su aislamiento y el nivel de corriente de falla esperado, el tiempo de despeje de la falla debe ser lo suficientemente pequeño para que operen las protecciones antes que las temperaturas de daño sean alcanzadas.

Los cables también pueden verse afectados por sobretensiones sostenidas como las que se presentan durante una falla a tierra en uno de los conductores. El nivel de aislamiento porcentual % IL (percent insulation level) clasifica a los cables de la siguiente manera:

100% IL Cables que no son requeridos a operar por más de un minuto en caso de una falla a tierra.

133% IL Cables que no son requeridos a operar por más de una hora en caso de una falla a tierra.

173% IL Cables que pueden ser requeridos a operar por más de una hora continuamente con uno de sus conductores a tierra.

100% IL Cables que no son requeridos a operar por más de un minuto en caso de una falla a tierra.

133% IL Cables que no son requeridos a operar por más de una hora en caso de una falla a tierra.

173% IL Cables que pueden ser requeridos a operar por más de una hora continuamente con uno de sus conductores a tierra.


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Protección contra cortocircuitos:

Durante el período que dure el cortocircuito, la temperatura del conductor no debe llegar a un punto en que se ocasione daños al cable. La protección contra cortocircuito involucra el determinar los siguientes factores:

Máxima corriente de cortocircuito. Máxima temperatura que el conductor puede soportar sin ocasionar daños al aislamiento. Calibre del conductor y su capacidad de contener el calor. Tiempo de despeje de la falla.

Durante una falla las pérdidas I²R en los conductores de fase elevan primero la temperatura del conductor y luego la del aislamiento, chaqueta, canalización y alrededores. En vista de que el cortocircuito es despejado instantáneamente o en un período de tiempo muy corto, la cantidad de calor transferida desde los conductores hacia el aislamiento y otras partes del cable es muy pequeña, por lo que se puede asumir que el 100% de las pérdidas I²R es consumido para elevar la temperatura del conductor. En base a lo establecido anteriormente, se pueden relacionar el calibre del cable CM (circular mil), la magnitud de la corriente de falla I y del tiempo de despeje de la misma t mediante la siguiente relación:

( I/CM )² x t = 0.0297 log Tf + 234¹º To + 234

( I/CM )² x t = 0.0125 log Tf + 228¹º To + 228

Conductores de cobre: Conductores de aluminio:

To: temperatura de servicio.Tf: temperatura de cortocircuito.

Donde:


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De las formulas anteriores se pueden obtener curvas de temperatura-tiempo-corriente con la finalidad de escoger adecuadamente el cable a utilizar en una determinada aplicación, y a la vez se pueden utilizar estas curvas en las curvas tiempo-corriente de coordinación para asegurar que el cable está correctamente protegido.

A la derecha se muestran las curvas para conductores de cobre, considerando una temperatura inicial To de 75°C y una temperatura final Tf de 200°C.

Adicionalmente se muestran los tiempos de despeje de dispositivos instantáneos.


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A la derecha se muestran las curvas para conductores de aluminio, considerando una temperatura inicial To de 75°C y una temperatura final Tf de 200°C.

Adicionalmente se muestran los tiempos de despeje de dispositivos instantáneos.


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Para cables con temperatura inicial y final diferente de 75°C y 200°C respectivamente se deben aplicar unos factores de corrección a la corriente de falla al momento de utilizar las curvas anteriores.

Estos factores de corrección se pueden obtener de la gráfica de la derecha.

De esta manera, si tenemos los siguientes datos:

To = 50°CTf = 200°CIcc = 20000 A

De la gráfica obtenemos un factor de correccón de 0.899, por lo que la corriente de falla a considerar en la curva de daño del cable será la siguiente:

If = 0.899 x 20000 A = 17980 A


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Finalmente, la protección del cable se logra cunado la curva de daño del mismo coordina con la característica de operación del dispositivo de protección asociado

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1000.00

100 1000 10000 100000


Tie

mp

o(s

eg.)

CO

RR

IEN

TE

DE

AR

RA

NQ

UE

@

80%

Vn

CO

RR

IEN

TE

DE

AR

RA

NQ

UE

@

100

% V

n

CO

RR

IEN

TE

NO

MIN

AL

LÍMITE TÉRMICOACELERACIÓN

TIEMPO ROTOR BLOQUEADOPERMISIBLE

FUSIBLE

RELÉ DESOBRECORRIENTE

LÍMITE TÉRMICOSOBRECARGAS

CURVA DEDAÑO DELCABLE


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Las fallas más comunes suelen ser las fallas fase-tierra. De allí la importancia vital de lograr el despeje rápido y selectivo de las mismas. Estas fallas producen pérdidas en USA que oscilan entre 1.000 millones de US$ y 3.000 millones de US$ anuales, según una encuesta llevada a lo largo de cinco años consecutivos.

La detección apropiada de fallas a tierra requieren de tratamiento especial en el sistema de protecciones por dos vías: Se requieren dispositivos más sensibles y selectivos, y se requiere que el diseño e instalación de la puesta a tierra garantice el retorno de corriente a la fuente y que ésta sea sensada por el dispositivo de protección. Ello pasa por la correcta instalación de los transformadores de corriente (locación física, conexionado, polaridad de los TCs).

Un aspecto importante a tomar en cuenta en la selección y coordinación de sistemas de protección contra fallas a tierra es que los transformadores en conexión delta – estrella o delta – delta hacen que la protección de tierra sea independiente en cada nivel de tensión. Esto es una ventaja, pues así se pueden lograr despejes de fallas más rápidos que los posibles para fallas de fase.

La ventaja mencionada en el párrafo anterior es muy importante, dado QUE LAS FALLAS DE ARCO QUE NO SON DETECTADAS Y DESPEJADAS CON PRONTITUD SON EXTREMADAMENTE DESTRUCTIVAS PARA LOS AISLAMIENTOS NO AUTORESTAURANTES (COMO LOS QUE TRABAJAMOS EN METAL-CLAD SWITCHGEARS, TRANSFORMADORES).

DESTACAMOS QUE NO SIEMPRE ES POSIBLE LOGRAR LAS CONDICIONES MÁS FAVORABLES PARA LA SEGURIDAD DEL PERSONAL EN MATERIA DE FALLAS A TIERRA EN SISTEMAS DE ALTA TENSIÓN, PUES PARA ELLO HARÍA FALTA EN ALGUNOS CASOS PROTECCIONES SELECTIVAS Y SENSIBLES HASTA EL ORDEN DE MILIAMPERIOS. POR ELLO, LAS SUBESTACIONES SIEMPRE SON LUGARES RESTRINGIDOS A PERSONAL CAPACITADO Y CON HERRAMIENTAS E IMPLEMENTOS APROPIADOS.

Fallas:

PROTECCIÓN DE FALLA A TIERRAPROTECCIÓN DE FALLA A TIERRA

CONSIDERACIONES GENERALES:


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Ingeniería EléctricaPROTECCIÓN DE FALLA A TIERRAPROTECCIÓN DE FALLA A TIERRA

Existen los siguientes tipos de sistemas según su tratamiento en lo referente a puesta a tierra:

CONSIDERACIONES GENERALES: Tipos de Puesta a Tierra en Sistemas Eléctricos:

SISTEMAS CON NEUTRO CONECTADO DIRECTAMENTE A TIERRA.

SISTEMAS CON NEUTRO CONECTADO A TIERRA A TRAVÉS DE IMPEDANCIA DE BAJO VALOR.

SISTEMAS CON NEUTRO CONECTADO A TIERRA A TRAVÉS DE IMPEDANCIA DE ALTO VALOR.

SISTEMAS AISLADOS DE TIERRA.

En sistemas industriales la impedancia de puesta a tierra suele ser resistiva. El resistor es en sí mismo un dispositivo de protección, pues LIMITA la magnitud de corriente de falla.

A B

C

TIERRA

A B

C

TIERRA

A B

C TIERRA


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CONSIDERACIONES GENERALES: Sistemas con neutro conectado directamente a tierra:

Estos sistemas son los más apropiados cuando las sobretensiones son un problema, como ocurre en alta y extra alta tensión.

En los sistemas con neutro conectado directamente a tierra, las corrientes de falla a tierra son de magnitudes comparables con las corrientes de falla fase-fase, así que la detección vía relé de tierra conectado en el punto neutro de la estrella formada por los transformadores de corriente es usualmente muy efectiva (esta conexión es también llamada conexión residual).

Así mismo, puede colocarse a un costo algo mayor un TC en la conexión del neutro a tierra para detección de corriente y consiguiente disparo a través de un relé 51G.

Otro método es la colocación de un toroide (TC en forma toroidal), hacer pasar por su interior los tres (3) conductores de fase, para conectar en su secundario un muy sensitivo relé de falla a tierra (50 G / 51 G). Esta conexión está limitada en costos y en la práctica por el tamaño de los conductores (en barras es extremadamente difícil y costoso hacerlo); por ello es común en las salidas a cargas (motores, tableros, tomacorrientes de soldadura, tomacorrientes de servicio, etc.). Existe una versión monofásica de este sistema, cuyo uso es obligatorio en ciertas áreas según el CEN (lugares húmedos).

Recientemente se han externdido estos métodos de protección de falla a tierra a sistemas en baja tensión, debido al énfasis que el CEN ha dado al tratamiento de la protección después de haber recopilado durante años estadísticas de fallas, accidentes….y muertes.


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CONSIDERACIONES GENERALES: Sistemas con neutro conectado a tierra a través de impedancia de bajo valor:

Estos sistemas son similares a los sistemas con neutro directamente conectados a tierra en cuanto a su comportamiento frente a sobretensiones.

La diferencia es que la impedancia de puesta a tierra limita la corriente de falla a tierra, reduciendo el grado de daño cuando ocurre una falla a tierra. La magnitud de la impedancia debe ser seleccionada para lograr suficiente corriente de falla como para polarizar con seguridad las protecciones.

En sistemas industriales es frecuente que la impedancia sea una resistencia. Las razones de tal selección son:

La puesta a tierra resistiva permite un mejor control de las sobretensiones en el sistema.

El resistor es más sencillo que un reactor y menos suceptible a fallas.

Las conexiones de relés y TCs son similares al caso anterior.

En el rango de 2,4 kV a 15 kV,el neutro de los transformadores se debe aislar a plena tensión, como las fases.

Amigo participante: ¿Por qué la impedancia nunca es capacitiva?. De al menos tres razones para ello.


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CONSIDERACIONES GENERALES: Sistemas con neutro conectado a tierra a través de impedancia de alto valor:

En este sistema las magnitudes de las corrientes de falla a tierra son limitadas a valores muy pequeños.

El rango de corrientes de falla a tierra es reducido y predecible. Esto es útil desde el punto de vista del ajuste de protecciones.

La impedancia suele ser una resistencia, o un transformador de distribución en cuyo secundario se conecta una resistencia. Así, la resistencia puede ser de baja tensión (240 V o 120 V nominales).

El neutro se debería aislar a plena tensión, como las fases.

Una de las razones para utilizar este sistema es mantener el suministro eléctrico a pesar de que el sistema presente una falla monofásica. Dado que la corriente de falla podría ser tan pequeña como 1 o 2 amperios, el sistema podría seguir operando hasta que la más próxima condición operativa permita su desconexón a efectos de mantenimiento correctivo.

Si se desarrolla una segunda falla a tierra en otra fase antes de la corrección de la primera falla, entoces las protecciones de fase despejarán la falla rápidamente SI ÉSTA SE DESARROLLÓ ENTRE FASES, interrumpiendo el suministro.

Pero pudiese ser que la segunda falla se desarrollase de otra forma, haciendo que la conexión entre las dos fases sea a través de alta o moderada impedancia también (como en el caso de una falla de arco). Esto haría que las protecciones de fase no operasen todo lo rápidamente que es deseable, o que ni siquiera operasen. Todo esto nos lleva a la necesidad de colocar un sistema de respaldo, que detecte LA SEGUNDA FALLA A TIERRA COMO TAL Y EJECUTE EL DESPEJE QUE NO SE HIZO DURANTE LA PRIMERA FALLA A TIERRA.


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CONSIDERACIONES GENERALES: Sistemas con neutro conectado a tierra a través de impedancia de alto valor:

¿Por qué es tan necesario este despeje a partir de la SEGUNDA FALLA?. Porque ha sido reportado que las fallas así desarrolladas puden dar origen a daños muy severos, a pesar de las relativamente bajas corrientes que todavía se desarrollan, y porque ésto en sí mismo podría constituir una condición insegura para las Personas.

Normalmente la protección consiste en una primera etapa, a patir de relés de tensión (ANSI 59 y 27) o de simples voltímetros, los cuales dan alarma por fase fallada; a menudo el relé es colocado sólo en el neutro, en paralelo con el resistor secundario del transformador de distribución, pero de esta manera no se distingue cuál es la fase fallada.

La segunda etapa puede ser constituída por el mismo relé trifásico ANSI 59 y 27, el cual al detectar la condición de la segunda falla ordene disparo en el sistema.

Estos sistemas requieren que el aislamiento de los cables sea del tipo 173%, dado que durantye estas fallas extendidas los cables y equipos tendrán aproximadaente 1,73 veces la tensión fase-tierra normal presente en condiciones balanceadas.

EL CEN, en el Artículo 250, posee importantes indicaciones acerca de la puesta a tierra de estos sistemas. Esta filosofía es apta para sistemas industriales, donde LA AUTORIDAD QUE TIENE JURISDICCIÓN, ha decidido que SÓLO PERSONAL CAPACITADO TENDRÁ ACCESO A LAS INSALACIONES ASÍ TRATADAS Y EJECUTARÁ LAS LABORES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL MISMO.


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CONSIDERACIONES GENERALES: Sistemas aislados de tierra:

La corriente de falla a tierra es de miliamperios o a lo sumo de pocos amperios, pués corresponde al valor de corriente que deje circular el acoplamiento capacitivo del sistema con tierra.

Estos sistemas suelen ser en Delta, o en estrella con neutro flotante.

El neutro se debería aislar a plena tensión, como las fases.

Una de las razones de utilizar este sistema es mantener el suministro eléctrico a pesar de que el sistema presente una falla monofásica. Dado que la corriente de falla podría ser tan pequeña como miliamperios, el sistema podría seguir operando hasta que la más próxima condición operativa permita su esconexón a efectos de mantenimiento correctivo.

Si se desarrolla una segunda falla a tierra en otra fase antes de la corrección de la primera falla, entoces las protecciones de fase despejarán la falla rápidamente SI ÉSTA SE DESARROLLÓ ENTRE FASES, interrumpiendo el suministro.

Pero pudiese ser que la segunda falla se desarrollase de otra forma, haciendo que la conexión entre las dos fases sea a través de alta o moderada impedancia también (como en el caso de una falla de arco). Esto haría que las protecciones de fase no operasen todo lo rápidamente que es deseable, o que ni siquiera operasen. Todo esto nos lleva a la necesidad de colocar un sistema de respaldo, que detecte LA SEGUNDA FALLA A TIERRA COMO TAL Y EJECUTE EL DESPEJE QUE NO SE HIZO DURANTE LA PRIMERA FALLA A TIERRA.

Estos sistemas requieren que el aislamiento de los cables sea del tipo 173%, dado que durantye estas fallas extendidas los cables y equipos tendrán aproximadaente 1,73 veces la tensión fase-tierra normal presente en condiciones balanceadas.


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CONSIDERACIONES GENERALES: Sistemas aislados de tierra:

Existe otro problema en el caso de sistemas aislados de tierra: sobretensiones.

No se trata solamente que las sobretensiones por causas atmosféricas y por maniobras son de mayor magnitud, lo cual en sí mismo añade costos al sistema. Se trata que las mismas fallas, por la naturaleza misma del acoplamiento del sistema con tierra, pueden ser INTERMITENTES (a veces hasta tipo descargas parciales) lo cual genera sobretensiones TEMPORARIAS de hasta seis a ocho veces la tensión fase-tierra nominal.

Estas sobretensiones son ocasinadas en la carga-descarga de la capacitancia de acople a tierra (por eso son intermitentes), o por resonancia. ESTO REPRESENTA TODO UN RETO EN CUANTO A LA SELECCIÓN DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN O DE LOS TVSSs (SEGÚN SEA EL CASO) Y EN CUANTO A LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO, AÑADIENDO COSTOS A LA INSTALACIÓN.

LA DETECCIÓN DE LA SEGUNDA FALLA A TIERRA SE HACE MÁS DIFÍCIL QUE EN EL CASO DE PUESTA A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA DE ALTO VALOR.

Las posibiliades de ferrorresonancia también se incrementan.

LOS SISTEMAS AISLADOS DE TIERRA NO POSEEN VENTAJAS SOBRE LOS PUESTOS A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA DE ALTO VALOR, POR ELLO HAN CAÍDO EN DESUSO.

Amigo participante: ¿Esto implica que no utilizaremos más los sistemas Delta – Delta? Razone su respuesta.


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CONEXIONES PARA PROTECCIÓN DE TIERRA:

“Anti-Single Phasing”

OTROS PUNTOS DE INTERÉS:

“Magnetic Trip”.

Conexión residual.

Conexión totroidal.

Conexión diferencial de tierra.

Unidad electrónica de estado sólido.

Coordinación de interruptores en baja tensión.

Coordinación de falla a tierra (arco).


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SUBESTACIONES CON ESQUEMA SECUNDARIO SUBESTACIONES CON ESQUEMA SECUNDARIO SELECTIVO – TRANSFERENCIA AUTOMÁTICASELECTIVO – TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA


Las subestaciones con secundarios selectivos son aquellas que constan de dos barras, siendo cada una alimentada por un interruptor de entrada en posición normalmente cerrado, y conectadas entre si mediante un interruptor de enlace normalmente abierto.

El esquema de transferencia automática es utilizada para minimizar el efecto de la pérdida de uno de los alimentadores principales al abrir el interruptor asociado a la fuente perdida, y luego re-energizar la barra “muerta” al cerrar el interruptor de enlace, transfiriendo la carga de la barra muerta a la barra “viva”.

Para proteger a los motores conectados a la barra “muerta”, el interruptor de enlace no puede cerrar, luego de iniciada la transferencia, hasta que la tensión residual en la barra haya disminuido a un nivel de seguridad.

Luego de que la fuente perdida ha sido re-establecida, el sistema puede ser restaurado a su configuración normal de operación de tres formas:

Transferencia manual con fuentes no sincronizadas: el interruptor de enlace debe ser abierto manualmente antes que el interruptor de entrada sea cerrado manualmente.

Transferencia manual con fuentes sincronizadas: el interruptor de entrada es cerrado manualmente, colocando las dos fuentes en paralelo, y luego el esquema automáticamente abrirá el interruptor seleccionado para abrir bajo esta condición (interruptor de enlace).

Transferencia automática.


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Relés de sobrecorriente 51, 51N:

Estos relés detectan fallas de sobrecorriente y a través del relé 86 envían la señal de apertura/disparo al interruptor para el despeje de la falla.


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Relés de sobrecorriente 50, 50N:

Estos relés son usados para bloquear la transferencia durante fallas de sobrecorriente hasta que la falla sea despejada por el interruptor del alimentador o de la entrada.


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Suiche selector 10:

Suiche de tres posiciones utilizado para seleccionar el interruptor que disparará luego de que los tres interruptores esten simultaneamente en posición cerrado.


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Relé de verificación de sincronismo 25:

Generalmente utilizado en subestaciones donde existe la posibilidad de que las dos fuentes no esten sincronizadas.

Ajustes:

Max. Tensión Barra/Línea “Muerta”: 20% Vn.Min. Tensión Barra/Línea “Viva”: 80% Vn.Max. diferencia de tensión: 10% Vn.Max. diferencia de ángulo: 5 - 15°.


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Relé de bajo voltaje 27 (característica inversa):

Detecta una disminución en la tensión de línea, como consecuencia de una falla, y activa la transferencia automática.

Su característica de operación debe coordinar con la de los relés 51/51N (estos deben actuar primero), para evitar la activación de la transferencia automática y el cierre del interruptor de enlace con presencia de falla.

Ajustes: 70-80% Vn.


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Relé de bajo voltaje instantáneo 27I:

1) Bloquea la transferencia automática luego de la pérdida simultánea de ambas fuentes o la pérdida de una fuente y baja tensión en la otra.

2) Si no se trata de una pérdida simultánea de ambas fuentes, inicia la transferencia automática (y de aquellos dispositivos que han de estar listos para cuando el 27I permita la transferencia).

Ajustes: 70-80% Vn / Instantáneo.


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Relé de bajo voltaje residual 27R:

Bloquea/retarda la transferencia automática hasta que la tensión residual en la barra disminuya a un nivel seguro, protegiendo asi a los motores conectados a la barra contra el disparo instantáneo y la sobretensión debido al cierre de fase con tensión residual.

Ajustes: < 30% Vn / Instantáneo.


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Relé de disparo y bloqueo 86T:

Recibe la indicación de falla de los relés asociados al trasnformador (87T, 51G, 63, etc) y realiza las siguientes acciones:

-Disparo transferido al interruptor del lado de alta tensión en la fuente.

- Inicio de la transferencia automática.


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SECUENCIA DE OPERACIÓN DE LA TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA:

Falla en secundario de Transformador 1 o en conexiones hacia la Barra 1 indicada por operación de relé 51G.

Falla en secundario de Transformador 1 o en conexiones hacia la Barra 1 indicada por operación de relé 51G.

Falla en Transformador 1 indicada por operación de relé 63 o relé 87T.

Falla en Transformador 1 indicada por operación de relé 63 o relé 87T.

Disparo de Interruptor 1 iniciado por enclavamiento con subestación fuente.

Disparo de Interruptor 1 iniciado por enclavamiento con subestación fuente.

Baja tensión de entrada en Barra 1 indidcada por relé 27.

Baja tensión de entrada en Barra 1 indidcada por relé 27.

Interruptores 1, 2 y 3 en posición de operación.


Interruptores 1 y 2 cerrados.Interruptores 1 y 2 cerrados.

Interruptor 1 no está soportando corrientes de falla.

Interruptor 1 no está soportando corrientes de falla.

Fallas anteriores en el lado de la carga del Interruptor 1 no fueron despejadas por protecciones en el lado del suministro.

Fallas anteriores en el lado de la carga del Interruptor 1 no fueron despejadas por protecciones en el lado del suministro.

Tensión en Barra 2 es adecuada.

Tensión en Barra 2 es adecuada.

Interruptor 1 está abierto.Interruptor 1 está abierto.

Tensión residual en Barra 1 está en un valor seguro.

Tensión residual en Barra 1 está en un valor seguro.

Se inicia el disparo del Interruptor por operación del enclavamiento en la subestación fuente.

Se inicia el disparo del Interruptor por operación del enclavamiento en la subestación fuente.

Interruptor 1 abre.Interruptor 1 abre.

Interruptor 3 cierra.Interruptor 3 cierra.

Condiciones de Inicio Condiciones Verificadas Operación


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SECUENCIA DE OPERACIÓN DE LA TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA:

Observaciones:

La transferencia automática debe ser bloqueada si alguno de los interruptores esta en posición de prueba o extraído con la finalidad de evitar una transferencia incompleta o peligrosa, ya que se podría energizar una barra cuyo interruptor de entrada no este en posición de operación.

La transferencia automática debe ser bloqueada si alguno de los interruptores de entrada esta abierto con la finalidad de evitar una transferencia posterior al disparo por sobrecorriente del interruptor de entrada , o peligrosa, ya que se podría energizar una barra cuyo interruptor de entrada no este en posición de operación.

La transferencia automática debe ser bloqueada siempre que un interruptor de entrada conduzca la corriente de cortocircuito.

La transferencia automática debe ser bloqueada cuando la tensión de alimentación en la otra entrada y al momento de la transferencia no sea igual o mayor al 90% de la tensión nominal.

El interruptor de enlace no se cerrará hasta que la tensión residual de la barra no haya caído por debajo del valor especificado.


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SECUENCIA DE OPERACIÓN MANUAL CON FUENTES SINCRONIZADAS:

Cerrar Interruptor 1Cerrar Interruptor 1

Cerrar Interruptor 2.Cerrar Interruptor 2.


Relé 86T reposicionado.Relé 86T reposicionado.

Fuentes 1 y 2 en sincronismo.Fuentes 1 y 2 en sincronismo.



Interruptores 1, 2 y 3 cerrados.Interruptores 1, 2 y 3 cerrados.

Interruptor 1, 2 o 3 cierra.Interruptor 1, 2 o 3 cierra.

Interruptor seleccionado por suiche 10 dispara.

Interruptor seleccionado por suiche 10 dispara.



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SECUENCIA DE OPERACIÓN MANUAL CON FUENTES NO SINCRONIZADAS:




Relé 86T reposicionado.Relé 86T reposicionado.

Interruptor 1 o 2 abierto o en posición de prueba o extraído.

Interruptor 1 o 2 abierto o en posición de prueba o extraído.

Interruptor 1, 2 o 3 abre.Interruptor 1, 2 o 3 abre.

Interruptor 3 cierra.Interruptor 3 cierra.


Abrir Interruptor 1, 2 o 3.Abrir Interruptor 1, 2 o 3.


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CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DE CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTEPROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE


El objetivo de la coordinación en sobrecorriente es la aplicación sistemática de ciertos criterios para ajustar los dispositivos de sobecorriente de tal manera que las fallas de cortocircuito en las diversas zonas sean removidas colocando fuera de servicio la menor cantidad posible de cargas y equipos (es decir, sólo la ZONA DE PROTECCIÓN afectada).

Nótese que la coordinación empieza con la apropiada concepción topológica de la RED ELÉCTRICA que se pretende proteger. Una inadecuada CONCEPCIÓN del SISTEMA bien pudiese devenir en inflexibilidades y problemas a la hora de asegurar la disponibilidad requerida de servicio eléctrico.

A partir de una adecuada concepción TOPOLÓGICA (asegurando que los dispositivos de interrupción sean adecuados y correctamente ubicados en función de los propósitos de disonibilidad, cofiabilidad y costos), comienza la tarea de concebir un SISTEMA de protecciones, zonificando la red y aplicando los esquemas de protecciones apropiados. Como en todo sistema, las partes deben ser armonizadas para lograr la correcta operación del conjunto. LA SELECCIÓN DE EQUIPOS ES CRÍTICA (AÚN EN EL CASO DE INTERRUPTORES DE BAJA TENSIÓN) Y CAUSAL DE ATRASOS Y COSTOS ADICIONALES EN LAS OBRAS.

La ejecución de la actividad de coordinación de protecciones debería arrojar como resultados:

Las características de los relés, transformadores de corriente y de potencial necesarios.

Los ajustes de tales relés y disositivos de protección para asegurar la correcta protección contra sobrecorrientes y SOBRECARGAS.

Debe anticipar en lo posible los futuros cambios y ampliaciones, LOS CUALES SE PUEDEN PRODUCIR PERFECTAMENTE DURANTE LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO MISMO.


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La ejecución de la actividad de coordinación de protecciones debería dividirse en dos etapas:



El sistema debe contar con dispositivos de respaldo para las protecciones principales. Muchas veces el respaldo lo ejerce un interuptor aguas arriba y sus relés asociados. Pero no siempre ésto es así, y el no revisar este aspecto puede generar errores importantes (conceptuales) en el diseño de los sistemas eléctricos, generando pérdidas operativas e inseguridad.

Compromiso ocasional entre protección y coordinación: en algunas circunstancias es imposible alcanzar el cumplimiento simultáneo de tener todas las zonas de protección apropiadamente protegidas y selectivas. En estos casos se sacrifica la selectividad en aras de garantizar la protección, y la seguridad.

Una primera etapa, llevada a cabo a través de un estudio preliminar (pre-coordinación de protecciones), en la cual se busca asegurar que los dispositivos de protección seleccionados posean los rangos, funciones y características generales para asegurar que éstos sean coordinables entre sí (selectividad, velocidad, confiabilidad) , garanticen la protección del sistema con la debida simplicidad y economía, tengan la flexibiliad para permitir los crecimientos esperados del sistema, y que las regulaciones y códigos se estén cumpliendo. Las incompatibilidades han de ser detectadas en esta etapa.

Una segunda etapa, la de verificación final y ajuste de los dispositivos de protección, ha de ejecutarse antes de la puesta en servicio del sistema. Ella culmina con la introducción de los ajustes a los dispositivos, las puebas en sitio de los mismos, y la puesta en marcha.


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DATOS REQUERIDOS PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES: Información General: Carga, datos de los componentes del sistema. Perfiles de tensión. Diagramas unifilares, trifilares, esquemas de control. Planos de fabricante de los equipos (CCM, SWGR, etc.) Catálogos de los dispositivos de protección (característica de operación y ajustes). Estudio dinámico (esquema de bote de carga, separación de áreas, protecciones de generadores). Estudio de re-arranque/reaceleración de motores.

Datos básicos provenientes de los Estudios Eléctricos: Corriente de cortocircuito momentánea máxima y mínima (primer ciclo). Corriente máxima y mínima de interrupción (5 ciclos a 2 segundos). Corriente máxima y mínima de falla a tierra. Corriente máxima (y su dirección fasorial) que circula por los enlaces entre áreas en caso de oscilaciones de potencia y

otros fenómenos transitorios.

Motores: Corriente nominal , tensión nominal, potencia nominal, número de fases y frecuencia nominal. Corriente y tiempo de arranque. Factor de potencia, factor de servicio, ciclo de servicio. Data de heaters, temperaturas de arrollados/cojinetes (motores donde existen RTDs). Curvas de daño (motores de media tensión o potencia elevada). Características de VFDs asociados (si los hay).


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Transformadores: Potencia nominal en cada régimen de operación, tensiones nominales, cambiador de tomas. Número de fases. Corriente de energización o “inrush”. Tipo de conexión e impedancia. Curva de daño.

Generadores: Tensión máxima de excitatriz y tensión máxima de plena carga. Curvas de disminución de tensión (curva decremental) para fallas trifásicas y fase-fase, con el generador operando a

plena carga y excitatriz bajo el control del regulador automático de tensión. Reactancias sincrónica, subtransitoria, transitoria de eje “d” y “q”. Constante de tiempo transitoria para circuito abierto y subtransitoria de eje “d” y “q”. Impedancias de secuencia negativa y cero. Reactancia de fuga del estator. Curva de daño.

Cables: Ampacidad, curva de daño, tanto en del conductor como de la pantalla / armadura (cuando aplica).


DATOS REQUERIDOS PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES:


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Parte de los criterios son aquellas condiciones y guías establecidas en el Código Eléctrico Nacional vigente. En el caso venezolano, éste corresponde a una versión de NEC de USA, Standard NFPA-70 del año 1996.

La coordinación de sobrecorriente se incia en las cargas (ramales y terminaciones de la red eléctrica bajo estudio), hasta llegar a la(s) acometida(s) o entrada(s) principal(es). El alimentador/ramal con mayor carga de una barra determina la coordinación del dispositivo de sobrecoriente inmediatamente aguas arriba (la entrada o alimentador de dicha barra), y así sucesivamente. Si el ramal más grande, con rango de disparo más alto, coordina con los dispositivos hacia el suministro, entonces la coordinación de los ramales más pequeños está asegurada.

La representación gráfica tiempo-corriente de los dispositivos de protección y las curvas de límite térmico de los equipos permiten determinar el grado de protección ofrecido a transformadores, motores y demás componentes del sistema.

En la búsqueda de la máxima selectividad y protección se presentan con frecuencia situaciones conflictivas que obligan a sacrificar alguno de los objetivos. Para cada uno de estos casos prevalecen criterios prácticos de ingeniería, aunque en general el de protección priva sobre el de selectividad.

Las corrientes momentáneas se utilizan para determinar la selección y los ajustes de los dispositivos instantáneos.

La corriente máxima de interrupción se utiliza para determinar el intervalo máximo de coordinación (corriente de coordinación); la corriente mínima de interrupción es necesaria para garantizar que los dispositivos seleccionados y ajustados posean suficiente sensibilidad.

La corriente máxima (y su dirección fasorial) que circula por los enlaces entre áreas en caso de oscilaciones de potencia y otros fenómenos transitorios se utiliza para verificar el compromiso entre selectividad y protección en aquellos casos de enlaces entres áreas diferentes, cada una con generación propia (sistemas interconectados). Este examen es necesario para impedir que fenómenos externos (arranques de motores muy grandes de áreas vecinas, oscilaciones de potencia) separen las áreas o disparen en forma espúrea alguna(s) carga(s) en una o varias de las áreas interconectadas.


CRITERIOS PRINCIPALES:


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Margenes de coordinación entre dispositivos de sobrecorriente:

Intervalos de tiempo mínimos han de ser dejados entre las curvas de sobrecorriente inversas para asegurar la operación secuencial de los dispositivos, es decir, que un relé aguas arriba opere DESPUÉS de un relé aguas abajo frente a la misma falla.

Las razones para establecer estos intervalos mínimos son:



a. El segundo dispositivo de protección en la cadena de selectividad continúa viendo la corriente de falla hasta que el interruptor asociado al primer dispositivo opere y extinga el arco (conribución al márgen: 0,08 s).

b. El dispositivo en sí mismo posee su tiempo de actuación y su margen de error natural (contribución promedio al margen: 0,085 s).

Otros factores como la saturación de los TCs deberían ser cuidadosamente evitados, pero evidentemente de producirse insertan errores adicionales que han de ser tomados en cuenta en el margen de coordinación si aplica.

Para relés electromecánicos la sobrecarrera del relé es un elemento adicional (añadir 0,1 s al margen).

Si hay TCs de diferente clase de pecisión y/o tipo y/o fabricante involucrados, esto debería ser estudiado para añadir al margen un intevalo de tiempo adicional para cubrir las diferencias de precisión porcentual y cómo ello se traduce en términos de tiempo en segundos. A igualdad de TCs en la instalación, se considera el error adicional por precisión de TCs como compensado.


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Con base en lo dicho anteriormente, podemos establecer los siguientes márgenes: Entre relés de sobrecorriente temporizados de estado sólido, curva inversa, el margen de coordinación será igual o

mayor a 0,2 segundos. Este es el mínimo, y debería ser corregido con base en las peculiaridades del Proyecto, verificado utilizando los manuales del relé, y también corregido si las consideraciones explicadas en la lámina anterior aplican. En el caso de curvas muy inversas o extremadamente inversas, debería añadirse 50 ms, para llegar a 0,25 segundos para el límite inferior.

Entre unidades instantáneas (50) y unidades temporizadas (51) el margen de coordinación es igual a 0,25 segundos. Se ha considerado un tiempo máximo de 3 ciclos (50 ms) para operación del relé instantáneo. En consecuencia, el tiempo mínimo permisible para un relé temporizado en el punto de máxima falla es 0,3 segundos.

La coordinación entre interruptores termomagnéticos de baja tensión se logra si las bandas de protección de estos dispositivos no se cruzan o solapan. PUNTO FUNDAMENTAL ES HACER LA COMPRA DE LOS MISMOS UTILIZANDO LOS SIGUIENTES CRITERIOS:

Todos del mismo modelo/tipo y fabricante, verificando en las tablas de coordinación si el mismo garantiza la coordinación entre los interruptores principales y ramales en los distintos tableros y subtableros.

Si no es posible cumplir con la primera premisa, es necesario asegurarse de la coordinación entre los mismos (asegurarse que las bandas de protección de estos dispositivos no se cruzan o solapan).

Como ejemplo práctico, nunca se logrará que un tablero con interruptor termomganético principal de 50 A y ramales similares, pero de 20 A, coordinen. El interruptor principal va a dispararse también ante una falla en algún ramal.

Especial atención mercen los tableros de UPS. No pueden ser especificados como un tablero corriente de baja tensión.


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Con base en lo dicho anteriormente, podemos establecer los siguientes márgenes: Para fallas 2Ø en transformadores -Y, el margen de 0,2 seg debe estar garantizado.

Al coordinar relés con fusibles que estén aguas abajo, el margen de coordinación entre la zona de despeje total del fusible y la curva del relé aguas arriba debería ser de al menos 0,1 segundos.

Cuando se coordinan interruptores de baja tensión con unidades de sobrecorriente de disparo directo incorporadas en el interior de cada interruptor, el margen de coordinación entre las curvas debería ser al menos 0,3 segundos.

Cuando se coordinan interruptores de media tensión con unidades de sobrecorriente de disparo directo incorporadas en el interior de cada interruptor, el margen de coordinación entre las BANDAS (en lugar de curvas) tiempo-corriente debería ser sólo una pequeña franja, dado que en dichas bandas deberían estar incorporados los tiempos de operación de los interruptores y el error del dispositivo de sobrecorriente.

Margen entre dispositivos de sobrecorriente colocados en el primario y en el secundario de un transformador Delta – Estrella: a los márgenes ya indicados hay que añadir un 16% adicional, dado que la corriente de una de las líneas primarias es igual al 116% de la corriente secundaria en el caso de cortocircuitos fase-fase.


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Proceder con el ajuste de las protecciones de los circuitos ramales de las cargas individuales (motores, tableros) antes de hacer la coordinación como tal. Para ello habrá de seguirse las recomendaciones de las guías de institutos como IEEE, ANSI, NFPA. En particular, las disposiciones del Código Eléctrico Nacional son de obligatorio cumplimiento y dichos criterios se indican a continuación para los equipos principales.

Criterios para la Protección de sobrecorriente de motores de corriente alterna:

El C.E.N. establece en su artículo 430, los lineamientos para la selección y ajuste de las protecciones de motores.

a. Sobrecarga:

Para motores de B.T. se debe considerar la corriente de arranque de las unidades de sobrecarga, al momento de calcular su ajuste, para poder cumplir lo anterior. Para motores de M.T. el CEN establece explícitamente que la protección de sobrecarga debe abrir simultáneamente las tres fases al instante de operación (CEN-99, 430-125 (b) (3)).

Los motores de las bombas del sistema de incendios NO HAN DE SER DESCONECTADOS POR DISPOSITIVOS DE SOBRECARGA, sólo alarma (CEN-99, 430-31). La protección de estos motores está reglamentada por el CEN-99, artículo 695 y otras normas NFPA en forma especial (NFPA-20, “Std for the installation of centrifugal fire pumps”).

Tipo de Motor Ajuste relé termico/elemento de sobrecarga

Motores B.T. > 1 HP , F.S. = 1.00 1,15 x In del motor (DATO DE PLACA)Motores B.T. > 1 HP , F.S. = 1.15 1,25 x In del motor (DATO DE PLACA)Motores M.T. 1,15 x In del arrancador

El dispositivo de sobrecarga debe ser ajustado de tal forma que la curva tiempo-corriente del mismo quede por debajo de la curva de daño térmico del motor en el plano con ejes log-log.


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a. Sobrecarga (cont.):

Para motores de baja tensión mayores que 1500 HP, el CEN-99 permite que la protección de sobrecarga pueda recaer exclusivmente sobre la base de detectores de temperatura embebidos en el motor y que de alguna forma accionen un medio de desconexión apropiado para desconectar las tres fases simultáneamente.

ES NECESARIO ESTUDIAR LAS EXCEPCIONES Y OTROS ARTÍCULOS ESPECÍFICOS DEL CEN-99, que abarcan entre otros, motores de bombas principales de incendio, motocompresores de equipos de aire acondicionado, motores monofásicos, entre otros.

El artículo 430-37 del CEN-99 define la cantidad de elementos de sobrecarga por fase según el tipo de motor y su conexión. Los motores trifásicos requieren de tres (3) elementos de sobrecarga, uno por cada conductor activo.

El sistema protector contra sobrecargas NO DEBE COLOCAR EL MOTOR EN SERVICIO AUTOMÁTICAMENTE (no debe ser el tipo auto – reset), a menos que esté APROBADO para ser utilizado en ese motor para esa aplicación específica (CEN-99, 430-43).

Si el motor es crítico para lograr una parada segura de un Proceso y su desconexión por sobrecarga pudiese ocasionar males y riesgos mayores o adicionales a LAS PERSONAS, está permitido conectar la protección contra sobrecargas NO COMO DISPARO, sino como ALARMA SUPERVISADA (CEN-99, 430-44).

La protección contra sobrecarga no debe ser puentable o puenteada durante el arranque, a menos que el motor sea previsto SIN ARRANQUE AUTOMÁTICO (CEN-99, 430-35(a)). De todas formas, en general no se recomienda este curso de acción.



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a. Sobrecarga (cont.):

En algunas ocasiones, no es posible arrancar un motor con los ajustes máximos de sobrecarga admisibles. Estos casos pueden ser evitados si se elige un térmico (protección contra sobecarga) ajustable en un rango, donde se pueda añadir un retardo adicional. El CEN-99 en su artículo 430-34 admite también el aumento de los ajustes máximos según se indica a continuación:

Sin embargo, esta solución no es la más recomendable y ha de evitarse en lo posible debgido a que disminuye el grado de protección del motor.

Las reglas para motores de servicio intermitente son las mismas que para motores de servicio continuo (CEN-99 430-33).

En cuanto a los daños producidos por bloqueo del rotor, la clave está en que la curva de los dispositivos de protección esté por debajo de la curva de daño térmico del motor (en este caso, no actue antes del tiempo de daño del motor a corriente de rotor bloqueado, y permita acelerar el motor). (ver páginas 20, 21 y 22 del Std IEEE C37.96-2000).

Tipo de Motor Ajuste

Motores con F.S. > 1,15 1,40 x InMotores con aumento de temperatura < 40°C 1,40 x InTodos los demás motores 1,30 x In


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b. Cortocircuito:

La protección magnética de los motores de baja tensión, o su equivalente para media tensión, debe permitir la asimetría inicial de la corriente. Si la protección contra cortocircuito es un interruptor magnético (caso baja tensión), el rango de ajuste del disparo instantáneo (Inst.) deberá permitir un ajuste de:

1.5 x I de Arranque del motor Inst 13 x I nominal del motor

La corriente MÁXIMA de arranque se determina con la Letra Código del motor (ubicada en su placa de características) y la tabla 430-7(b).

Los motores con potencia nominal mayor o igual a 75 HP, están provistos de protección de falla a tierra conectados a través de un transformador toroidal BAJO LA NORMAS PDVSA.

Para motores en baja tensión, la tabla 430-152 define criterios para el ajuste de los distintos dispositivos de protección:

Para ello se busca la corriente a plena carga en la tabla que aplica según el tipo de motor (monofásico, bifásico, trifásico; tablas 430-148, 430-149, 430-150, respectivamente). Con el dato así obtenido, y tomando en cuenta el tipo de motor y el tipo de protección contra sobecorriente, se determina a partir de la tabla 430-152 el ajuste máximo en amperios que puede tener dicho dipositivo de protección.

Los fusibles con retardo de tiempo generalmente son escogidos con una corriente nominal de 165-180% de la In del motor.


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a. Cortocircuito:

El C.E.N. establece en su artículo 450, los lineamientos para la selección y ajuste de las protecciones de transformadores.

Criterios para la Protección de sobrecorriente de transformadores de potencia:

El ajuste máximo de las protecciones contra sobrecorriente para transformadores con devanados a más de 600 V nominales, debe cumplir con los lineamientos de la tabla 450-3 (a) (1), ó de la tabla 450-3 (b) (2) para transformadores ubicados en lugares “vigilados” (SUPERVISADAS Y ATENDIDAS por PERSONAL CALIFICADO).

Especial cuidado ha de tenerse en general con el término PERSONAL CALIFICADO. Nosotros como compañía proveedora de servicios NO SOMOS LA AUTORIDAD QUE TIENE JURISDICCIÓN PARA DEFINIR TAL MATERIA.

El C.E.N. establece en su artículo 450-3, los lineamientos para la selección y ajuste de las protecciones de sobrecorriente en el primario y secundario de los transformadores.

A continuación la tabla 450-3(a)(1), aplicable a transformadores con al menos un devanado de alta tensión:

Por ejemplo, en transformadores con primario mayor de 600 Voltios, secundario menor de 600 V e impedancia menor del 6%, como el caso de transformadores 13.8/0.48kV; la protección en el secundario no debe superar el 125% de la corriente nominal del transformador y el ajuste del interruptor automático en el primario debe corresponder a una corriente no mayor del 600% de la corriente nominal del transformador.


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a. Cortocircuito (cont.):

La Norma ANSI/IEEE C57.109 - Revisión 1985 - define los puntos de la curva tiempo-corriente que puede resistir un transformador de potencia, sumergido en aceite mineral; sin que los esfuerzos mecánicos y térmicos a los cuales es sometido durante una falla externa le causen daño permanente. Sin embargo, cuando se posean las curvas de daño de los transformadores suministradas por el fabricante, se deberán utilizar con preferencia estas últimas, siempre buscando que la protección de sobrecorriente del lado de alta del transformador se ajuste para que su curva tiempo-corriente pase por debajo de la curva de límite térmico del transformador, asegurando así una protección adecuada.

Los Fusibles Limitadores en caso de ser utilizados en el primario de los transformadores, o cualquier protección de sobrecorriente primaria, no deberán operar durante la energización del transformador, por lo cual su capacidad debe ser escogida de tal manera que su curva de operación pase por encima de la corriente de “inrush”. A falta de data del fabricante, la corriente de “inrush” puede calcularse aproximadamente como se indica en la siguiente tabla:

KVA CORRIENTE “INRUSH” (RMS)

500-2500 8 x Corriente Nominal

> 2500 (10 – 12) x Corriente Nominal


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a. Cortocircuito (cont.):

A continuación la tabla 450-3(a)(2), aplicable a transformadores con al menos un devanado de alta tensión, INSTALADOS EN LUGARES “VIGILADOS”:

Por ejemplo, en transformadores con primario mayor de 600 Voltios, secundario menor de 600 V e impedancia menor del 6%, como el caso de transformadores 13.8/0.48kV; la protección en el secundario no debe superar el 250% de la corriente nominal del transformador y el ajuste del interruptor automático en el primario debe corresponder a una corriente no mayor del 600% de la corriente nominal del transformador.

El ajuste de los dispositivos de sobecorriente asociado a transformadores con arrollados en baja tensión, debe cumplir con las disposiciones establecidas en el CEN-99, 450-3 (b).

En resumen, el objeto de la coordinación es verificar que el transformador quede apropiadamente protegido contra sobrecorrientes asegurando que las curvas de los relés y disposistivos de protección queden por debajo de la curva de daño del transformador, y que dichas protecciones no actuen durante el transitorio de energización del transformador (“inrush”).


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SELECCIÓN DEL GRADO DE INVERSIDAD EN LOS RELÉS DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADOS:

Curva Inversa:

Protección de sobrecorriente de fase o tierra en Redes de Suministro Eléctrico o en Sistemas Eléctricos Industriales. Especialmente aplicables en aquellos puntos donde la magnitud de la falla depende de la capacidad de cortocircuito del sistema a una topología específica: el relé presenta una característica t-I casi plana a altas corrientes, lo cual implica pequeños cambios en los tiempos de operación sobre un amplio rango de corrientes de falla.

Curva Muy Inversa:

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0.10

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Tie

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eg.)

Protección de sobrecorriente de fase o tierra en Redes de Suministro Eléctrico o en Sistemas Eléctricos Industriales. Especialmente aplicables en líneas de subtransmisión y distribución, donde la magnitud de la corriente de falla es principalmente una función de la localización relativa de la falla con respecto al relé. Además, provee mejor coordinación on interruptores de baja tensión o como respaldo de otros relés. 0.01

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Curva Extremadamente Inversa:

Utilizada en Alimentadores de Suministro Eléctrico de Distribución Primaria para coordinar con fusibles y reconectadores principales y ramales.

Curva Tiempo Corto:Diseñada para proveer protección contra sobrecorriente cuando se requiere despeje rápido de fallas, tales como en protección residual de tierra, o cuando la rapidez es un factor clave para la estabilidad transitoria del Sistema Eléctrico. También aplicado en algunos casos a los esquemas diferenciales de barras y generadores cuando la restricción de armónicas no es necesaria.

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Curva Moderadamente Inversa:

Aplicada con frecuencia en la protección de motores, para evitar problemas en motores con largo tiempo de arranque.

Curva Tiempo Definido:Para uso en aquellos casos en que las corrientes de falla y la capacidad de generación varían sensiblemente en un amplio rango. La función es de tiempo fijo (una línea recta horizontal en el gráfico t-I) a partir de unas 10 veces la corriente de pick-up.

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eg.)


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SELECCIÓN Y CHEQUEO DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC’s):

La función de los transformadores de corriente es la de producir una corriente secundaria que sea una réplica reducida sólo en magnitud de la corriente primaria. Ello implica que vistas sobre un osciloscopio hipotético, ambas corrientes deberían ser idénticas, salvo que la del secundario es inferior en magnitud.

La relación entre las magnitudes primaria y secundaria debiese ser FIJA e invariante en el tiempo y también invariante con la magnitud de la señal. ESTO DESCRIBE UN DISPOSITIVO QUE IDEALMENTE DEBIESE SER LINEAL, CARACTERIZADO POR LA SIGUIENTE FUNCIÓN DE TRANSFERENCIA:

Isecundaria = Iprimaria x ( N1 / N2 )

Donde:N2 = número de vueltas del devanado secundario.N1= número de vueltas del devanado primario (conectado en el sistema en serie con las líneas de suministro).Iprimaria = corriente que circula por el sistema eléctrico.Isecundaria = corriente que circula por el secundario del TC, y por tanto por las bobinas de corriente de los relés.

Pero los transformadores de corriente, por razones tecnológicas plenamente justificadas, han de ser construidos a partir de materiales no lineales (núcleo construido a partir de materiales ferromagnéticos).

La característica de magnetización de cualquier transformador posee dos zonas principales: Zona lineal (que comienza cercana a cero corriente primaria, y culmina con la corriente que marca el inicio del codo de

saturación).

Zona no lineal (que comienza en la zona del codo de saturación y continua en toda la zona de saturación).


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Así se ven las curvas características de magnetización:


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Primero debemos establecer la relación de transformación (N1 / N2) más conveniente. Para ello debemos considerar la corriente nominal primaria como base, y la corriente nominal secundaria debería ser alguno de estos dos valores normalizados: 5 A y 1 A (normalmente utilizamos 5 A). La corriente primaria nominal del TC debiese ser la más cercana superior a los siguientes valores normalizados:


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O debiese ser, en el caso de transformadores multi – relación:


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En resumen, DEBEMOS CALCULAR Y ESPECIFICAR LOS TCs PARA QUE ÉSTOS OPEREN EN LA ZONA LINEAL EN EL RANGO ESPERADO DE CORRIENTES DE OPERACIÓN Y FALLA.

Para lograrlo, debemos conocer: la carga total de cada TC (incluyendo impedancia de cables, relés , instrumentos de medición y cuanto dispositivo conectemos en serie en el secundario); las características del transformador de corriente que pensamos utilizar; el rango de corrientes primarias esperado. Calculando la tensión inducida interna para la máxima corriente posible, lograremos ver si el TC preseleccionado es aplicable.

Con la tensión inducida interna, utilizamos la característica de magnetización (ver lámina 104)

Especial cuidado ha de tenerse con la saturación producida por la componente de c.c. De la correinte de falla; lo correcto es evitar la saturación para este caso.

En un curso posterior ampliaremos estas nociones. En nuestra práctica como empresa de Ingeniería y Construcción, lo habitual es que la responsabilidad de seleccionar correctamente la clase de precisión (aunque no la relación nominal de transformación) la dejemos sobre el Fabricante de los Equipos Mayores; sin embargo, debemos ser capaces de chequear y corroborar su selección.


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a. Desarrollar los Diagramas Unifilares Detallados. Vea el siguiente ejemplo:

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTEDE SOBRECORRIENTE

PLANIFICACIÓN INICIAL:


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...y complementarla con la siguiente:


b. Recopilar la data al inicio:

PLANIFICACIÓN INICIAL:

Tipos, calibres, impedancias, ratings de temperatura de cables.

Condiciones de operación (habitual, emergencia).

Data de cortocircuito, perfiles de voltaje en escenarios relevantes.

Relaciones de transformación de todos los TCs y TPs.

Datos de flujo de carga (carga máxima esperada).

Datos de la fuente (del sistema eléctrico de la empresa de suministro) (cortocircuito, capacidad de suministro, perfil de tensión, AJUSTE DE LOS RELÉS).


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PROCEDIMIENTO: Seleccionar la inversidad (curva inversa, muy inversa, moderadamente inversa, etc.).

Entendiendo cómo ajustar el “pick-up” y el “time-dial” de cada función de sobrecorriente:

Los relés trabajan comunmente sobre la base de TCs con corrientes secundarias nominales iguales a 5 A , la cual debe producirse si la corriente primaria es igual a la corriente nominal del TC (Ejemplo: un TC de relación 100:5, implica que cuando en el primario estén circulando los 100 A nominales, por el secundario deberían circular 5 A en casi perfecta réplica en forma de onda y fase).

Esta relación de transformación es igual a 20 (100 / 5 ), y es constante en todo el rango LINEAL del TC; de esa forma, se desprende que una corriente primaria de 50 A producirá una corriente secundaria de 2,5 A.

El primer paso es verificar si el TC seleccionado permite que el “pick-up” sea ajustado en el valor apropiado de corriente primaria. Supongamos que se trata de ajustar la función de sobrecaga de un motor de inducción trifásico de jaula de ardilla, 60 Hz, 460 V c.a., NEMA design B, de 50 HP, factor de servicio = 1,15 (In = 65 A), la cual debe ser ajustada, según CEN-99 430-32, al 125% de la corriente nominal (In).

Entonces, los cálculos serían como sigue:

I primaria de pick-up = In x 1,25 = 65 x 1,25 = 81,25 A

...deberíamos tener un TC que a esta corriente produjese la corriente más cercana a los 5 A. De la tabla de relaciones de transformación normalizadas, escogemos la inmediata superior: 100:5.

La corriente secundaria cuando hay falla no debiese ser mayor que 100 A (es decir, 2000 A primarios).

Muchas veces no es posible cumplir simultáneamente todas estas condiciones; pero las mismas son guías útiles. Sempre es preciso algún grado de compromiso.


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PROCEDIMIENTO: Entendiendo cómo ajustar el “pick-up” y el “time-dial” de cada función de sobrecorriente (cont.):

La estimación anterior está basada en el uso de relés electromecánicos, que poseían “burdens” en VA mucho mayores que los relés actuales. Esto quiere decir que un sistema moderno con relés hechos a base de microprocesadores un TC dado se va a saturar a mucha más corriente que cuando los relés eran electromecánicos (podría ser que se saturara a 20.000 A o más, en lugar de 2.000 A).

En cualquier caso, en algunos casos extremos (corrientes de falla anormalmente elevadas, longitud de cableado en el secundario del TC elevada), podría aún ser necesario el cambio de la relación de transformación calculada a partir de la estimación antes dada (la corriente primaria nominal del TC aumenta).

En otro curso futuro se profundizará en el cálculo, selección y verificación de TCs.

Volvamos al ajuste del pick-up en sí mismo.

Una vez determinada la relación de transformación y clase de precisión del TC, habría que escoger el TAP (o su equivalente) en el relé.

Si el TC es de relación 100:5 y la corriente de pick-up primaria ha de ser 81,25 A, entonces el TAP debiese ser:

TAP = (I pick-up primaria) / ( Relación del TC) = (81,25 A) / (20) = 4,06 A

NOTA: si se tratase de un relé electromecánico (hay algunos que todavía los usan), el TAP debiese ser 4 (80 A primarios). En esos relés el TAP es un tornillo que encastrado sobre un orificio determinado le dice al viejo relé cuál es el pick-up seleccionado. En los relés digitales, el tap es un rango más continuo de valores, con pasos de 0,01 A.

Si el pick-up calculado no hubiese estado en el rango disponble (ejemplo, un relé con rango de 0,5 a 2 A), habría sido necesario reemplazar el TC por otro de relación diferente, o reemplazar el relé por otro con rango de TAPs mayor (1,5– 6 A, ó 4 – 16 A). TCs multirelación constituyen en algunos casos una buena selección.


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Relé de disco de inducción de sobrecorriente con unidad instantánea.


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Calculando el TIME DIAL (dial de tiempo):

Para un mismo TAP o pick-up, existe una familia de curvas tiempo-corriente (t-I). Una de esas curvas pueden ser seleccionada colocando el llamado TIME DIAL en un valor específico (un rango típico oscila de 0 a 10, en forma continua). Cundo TD=0 los contactos de disparo del relé permanecen cerrados !.

A medida que incrementamos el valor del TIME DIAL, el relé opera con más retardo de tiempo a una misma corriente de falla. La curva t-I se traslada hacia arriba en el plano log-log (t-I) a medida que se incrementa el valor del TIME DIAL.

Seleccione la escala de corriente más conveniente para cada gráfica. Deben prepararse gráficas separadas para la coordinación de fase y tierra.

En la respectiva gráfica tiempo-corriente (log-log), dibuje:

Las corrientes de cortocircuito que aplican.

Las ampacidades y/o las corrientes de circulación obtenidas del Estudio de Flujo de Carga.

Los puntos de daño y/o curvas de daño de los equipos protegidos.

Comience por dibujar la carga más grande del nivel de tensión más bajo.


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PROCEDIMIENTO: Comencemos con un caso sencillo, extraido del Proyecto Cerro Negro Upstream:


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PROCEDIMIENTO: Comencemos con un caso sencillo, extraido del Proyecto Cerro Negro Upstream (cont.):

Coloquemos las corrientes relevantes, las curvas de daño, la corriente de inrush del transformador y las corrientes de cortocircuito, TODAS REFERIDAS AL LADO DE BAJA TENSIÓN (para no comparar peras con manzanas, todas las curvas y corrientes deben estar referidas a un mismo nivel de tensión).

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Current (Amp.) @ 480 V

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THROUGH-FAULTPROTECTION CURVESTX-10102

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BUSBARDAMAGE POINT

350 MCM CONDUCTORDAMAGE CURVE

INRUSH POINTTX-10102

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PROCEDIMIENTO: Ahora ajustemos el interruptor de característica termo-magnética (identificado en el unifilar simplificado con el

número 1):

Esto se ha hecho con base a la tabla 430-152 del CEN y para proteger el cable 350 MCM (el motor posee sus propias protecciones en el VFD).

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PROCEDIMIENTO: Ahora ajustemos la protección 50 / 51 asociada a la barra de 4000 A.:

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Como puede observarse, se protege correctamente la barra (ver la posición de la BANDA (2) contra el punto de daño de la barra a la corriente de cortocircuito máxima esperada). También hay protección de respaldo para el cable 350 MCM.

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PROCEDIMIENTO: Ahora seleccionemos el fusible que protege al transformador.

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Como puede observarse, se protege correctamente el transformador (la BANDA de operación del fusible cae debajo de la curva de daño 3-f en el rango de corrientes de interés, ofreciendo protección también a la barra secundaria y al ducto de barras.

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ELABORACIÓN DE DIAGRAMAS ELABORACIÓN DE DIAGRAMAS UNIFILARESUNIFILARES

PROCEDIMIENTO: Definición de la topología y configuración de la red eléctrica

La configuración depende principalmente de los siguientes factores:

•Definición de cargas. Determinación de la demanda y su posible crecimiento.

•Definición de tensiones de servicio.

•Frecuencia, magnitud y forma previstos de crecimiento del sistema.


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PROCEDIMIENTO: Definición de la topología-configuración de la red eléctrica (cont.)

La configuración depende principalmente de los siguientes factores (cont.):

•Disponibilidad y confiabilidad requeridas.

•Formas de alimentación requeridas/disponibles (aspecto fuertemente correlacionado con el aspecto anterior).


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•Relación costo-beneficio. Costo inicial y de mantenimiento.

•Especificaciones del Cliente.

•Regulaciones en materia de Ambiente y Seguridad.


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•Normas y regulaciones técnicas aplicables.

•Consideraciones de Operación y Mantenimiento. Cultura corporativa. Forma de operación prevista.


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•Esquema tarifario. Penalizaciones. Consideraciones de Armónicos.

•Requerimientos de Protección Eléctrica. Magnitud de corriente de fallas.

•Criticidad de las cargas. Tipos de cargas.


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•Sistemas de emergencia legalmente / operacionalmente requeridos.

•Requerimientos especiales relacionados con el Proceso Industrial servido.

•Requerimientos sísmicos. Clasificación de Áreas.


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PROCEDIMIENTO:

A través de:

• Preparación de la Lista de Cargas.

• Estudio de Flujo de Cargas.

• Estudio de Cortocircuito.

• Estudios transitorios y dinámicos (estabilidad del sistema, sobretensiones, necesidad de separar áreas y cómo).

Definición de las capacidades de los equipos mayores:


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PROCEDIMIENTO:

A través de (cont.):

• Estudio de perfiles de tensión en el sistema. Determinación de necesidades de compensación reactiva. Arranque de motores.

• Estudios de contenido armónico y mecanismos de mitigación en caso necesario.

•Normas regulaciones y leyes aplicables. Especificaciones y Requerimientos del Cliente.

Definición de las capacidades de los equipos mayores (cont.):

curso de coordinación de protecciones13 de abr de 2023

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Ingeniería EléctricaBIBLIOGRAFÍABIBLIOGRAFÍA

EC&M Practical Guide to “Overcurrent Protection”. 1986.

IEEE Std. 141-1993, “IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants”.

IEEE Std. 242-1986, “IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems”.

IEEE Std. C37.96-2000, “IEEE Guide for AC Motor Protection”.

Lewis Blackburn, J., “Protective Relaying Principles and Applications”. Segunda Edición 1997.

Lourido, Lisardo y José Ortíz, “Subestación tipo secundario Selectivo Esquema de Control y Protecciones”. 1994.

Horowitz, Stanley y Arun G. Phadke, “Power System Relaying”. Segunda Edición 1995.

PDVSA N-201 “Trabajos Eléctricos”.

PDVSA N-252 “Especificación general para el diseño de Ingeniería Eléctrica”.

protecciones

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